A participação da QGEP nas três rodadas de licitação planejadas para 2017 dependerá do resultado da busca por novos sócios. A petroleira planeja reduzir sua participação de 100% para cerca de 40%, mantendo a posição de operadora, em dois blocos do Pará-Maranhão (PAMA-M-337 e PAMA-M-265), um na Foz do Amazonas (FZA-M-90) e dois em Sergipe-Alagoas (SEAL-M-351 e SEAL-M-428).

De acordo com Lincoln Guardado, diretor-presidente da petroleira, a companhia está bastante otimista em relação ao interesse demonstrado pelo mercado nos ativos e a expectativa é concluir as negociações até o início do terceiro trimestre.

“As discussões quanto ao nosso posicionamento nos leilões ainda estão começando, mas estão muito relacionadas aos desinvestimentos. Precisamos nos desalavancar e, dependendo desse resultado, vamos definir qual será nossa posição em relação aos leilões, tanto de pré-sal quanto de pós-sal”, explicou Guardado.

O executivo reconheceu que as novas rodadas e a venda de ativos da Petrobras podem concorrer com a busca por novos sócios para os ativos da QGEP e explicou que este foi um dos motivos para adiantar o farm-out.

“Temos visto que muitas companhias também resolveram se antecipar e não vão querer eventualmente entrar numa disputa por bônus ou compromissos, que é o grande apelo hoje dos nossos blocos. Essa flexibilidade tem um certo valor para as companhias também”, afirmou Guardado.

No momento, a QGEP está finalizando a interpretação dos dados sísmicos arrematados nas áreas. Para 2017, estão programadas a 14ª Rodada, que ocorrerá no dia 27 de setembro, e o 2o e 3o leilão do pré-sal, marcados para 27 de outubro.

A QGEP deve rever o plano de desenvolvimento apresentado à ANP para a área de Atlanta, em águas profundas da Bacia de Santos. De acordo com Danilo Oliveira, diretor de Produção da companhia, o sistema definitivo de produção para a área foi definido em 2012, antes da queda do preço do barril, e precisará ser atualizado. A previsão é de que a revisão ocorra até 2019.

A área entrará em produção em 2018, por meio de um sistema de produção antecipada, que será executado pelo FPSO Petrojarl I, da Teekay. A embarcação deve chegar ao país no último trimestre de 2017.

“O comportamento do reservatório e o preço do óleo vão definir o que vamos fazer. (…) Uma das circunstâncias pode ser estender o contrato de afretamento, mas a principal hipótese não é essa, é afretar uma unidade maior, de 70 mil barris/dia ou 80 mil barris/dia, mas podemos ter uma unidade até menor, por exemplo, de 50 mil barris/dia”, afirmou Guardado.

O plano atual prevê um SPA com dos ou três poços e o sistema definitivo com 12 poços. Atualmente, o break even do SPA de Atlanta está em torno de US$ 45/barril e no sistema definitivo cai para US$ 37/barril.

No momento, a OGPar, parceira no campo, está em busca de uma empresa que assuma sua participação na área.