As atividades de desativação de instalações antigas de produção de petróleo e gás têm ganhado maior maturidade no Brasil. Segundo especialistas, este ano vão ocorrer avanços com as novas regras da Agência Nacional do Petróleo (ANP) de apresentação de garantias financeiras para o descomissionamento das unidades de produção ao fim da vida útil. As atividades para desativar projetos são recentes no país, pois a maior parte dos campos brasileiros começou a produzir depois da década de 1980. As primeiras plataformas produtoras começaram a encerrar atividades nos últimos cinco anos.
Os trabalhos de descomissionamento previstos para acontecer em 2023 no Brasil devemreceber R$ 9,8 bilhões, segundo dados da ANP. Para 2024, o valor previsto é menor, deR$ 8,1 bilhões, mas deve voltar a subir em 2025, quando vai ficar em R$ 10,2 bilhões, eem 2026, quando vai chegar a R$ 17,4 bilhões.
Em junho desse ano, chega ao fim o prazo para que as petroleiras contratem certificaçõesindependentes para verificar os valores provisionados para essas atividades, regra da ANPpublicada em novembro de 2021 pela resolução 854.

Na prática,
as petroleiras precisam garantir até 30 de junho que o valor que separaram para arcar com custos futuros de desativação das instalações passem por revisões independentes.

Caso optem por não contratar uma certificação, as companhias podem também garantir os valores para o descomissionamento por meio da comparação com casos análogos ou por cotações de mercado.
“São valores milionários e muito significativos”, diz o sócio-líder de soluções de consultoria de risco da KPMG, Rafael Weksler.
Segundo Weksler, as companhias que operam ativos no país têm se movimentado para contratar esses serviços de certificação, controle que considera importante. “Acho que a preocupação com essas informações nunca foi tão cobrada quanto hoje em dia”, diz.

A Petrobras afirma que está em tratativas junto à ANP para atendimento da regra. A estatal reavalia anualmente, ao elaborar o plano estratégico quinquenal, os valores provisionados para descomissionamento.

A norueguesa Equinor já protocolou as certificações emitidas por empresa especializadano último ano. Do mesmo modo, a Prio (antiga PetroRio) disse que já atua de acordo como previsto na resolução da ANP.

“Essa norma foi muito bem construída e está bem alinhada com a indústria. O descomissionamento é um tema importante e que precisa ser bem feito para não causar danos ambientais”, diz o advogado do Kincaid Mendes Vianna Advogados, Paulo Kincaid Fernandes.
Segundo o advogado, outro avanço ocorreu nessa área em 2022, quando a ANP passou a permitir que os valores para as garantias de descomissionamento fiquem em contas em moeda estrangeira. “Assim, o risco cambial é mitigado”, diz.

Mesmo antes da entrada em vigor da resolução que exigia a certificação dos valores, as companhias precisavam apresentar um documento com o programa de descomissionamento de instalações (PDI) à ANP.

Há 99 planos apresentados com atividades previstas de 2022 a 2026, dois quais 78 já foram aprovados pela agência.

A previsão é de descomissionamento de 16 plataformas e 9.892 poços nesses cinco anos. Entre as unidades a serem desativadas estão três plataformas no campo de Marlim, operado pela Petrobras, que conduz uma revitalização na área e vai instalar novas plataformas no campo, mais modernas. Outro projeto previsto é o descomissionamentodo FPSO (navio-plataforma) Fluminense, operado pela Shell
no campo de Bijupirá.

A maior parte das atividades deve ocorrer na Bacia de Campos, principalmente na costado estado do Rio, região mais antiga de exploração e produção marítima no país, que recebe atividades há quatro décadas.
Novos trabalhos de descomissionamento nessa região estão previstos para começar este mês. A Ocyan
anunciou na semana passada a chegada ao país da embarcação o NormandCutter, da Solstad, que vai gerir durante a execução de atividades de descomissionamentopara a Petrobras.

Até o fim de janeiro de 2023, a embarcação fará a primeira campanha de recolhimento de equipamentos na Bacia de Campos, antes de descarregar as estruturas em Vitória (ES).

A maior parte das atividades deve ocorrer na Bacia de Campos, principalmente na costado estado do Rio, região mais antiga de exploração e produção marítima no país, que recebe atividades há quatro décadas — Foto: Divulgação/Petrobras

Fonte: Jornal Valor Econômico