Falta de licença ambiental adia para 2023 simulado para exploração de petróleo no Pará

A exploração de petróleo e gás pela Petrobras na chamada Margem Equatorial, uma faixa marítima que se estende do Amapá ao Rio Grande do Norte, passando pelo Pará, Maranhão, Piauí e Ceará, é uma das principais apostas da companhia para os próximos anos, conforme detalhado no Novo Plano Estratégico da empresa, que prevê os investimentos a serem feitos entre 2023 e 2027. Segundo esse plano, o projeto receberá investimentos de aproximadamente US$ 3 bilhões, dos US$ 78 bilhões previstos para os próximos cinco anos.

Segundo informações anteriormente levantadas com a assessoria da Petrobras, essa área é considerada estratégica para a companhia, que prevê a implantação de 14 poços exploratórios em 21 blocos e em duas áreas de avaliações de descobertas. A empresa pretendia realizar, ainda agora no início de dezembro, um simulado de situação de acidente durante a atividade de exploração de petróleo na região, que seria a última etapa para a emissão de licença ambiental para atividade na área. O exercício ocorreria na costa marítima do Amapá, no entanto, mobilizaria estrutura de outros Estados, como é o caso do Pará.

Petrobras afirma que aguarda trâmites necessários para realizar o simulado

De acordo com informações divulgadas pela Reuters nesta semana, no entanto, o Governo do Pará ainda não teria emitido a licença ambiental necessária para que a operação pudesse, de fato, ser executada. Com isso, talvez o simulado precise ficar para o ano que vem. Por meio de nota, a assessoria da Petrobras informou ao Grupo Liberal que aguardava todos os trâmites necessários para a ocorrência do simulado. “A expectativa é a de que a perfuração do poço exploratório seja iniciada logo após a aprovação da Avaliação Pré-Operacional (APO) e emissão da Licença Operacional pelo IBAMA. A Petrobras está envidando todos os esforços e mobilizando a estrutura necessária para a realização da APO, que é iminente e um requisito do processo do licenciamento ambiental, que consiste em simular um evento acidental envolvendo vazamento de óleo no mar, com o objetivo de avaliar a eficácia do Plano de Emergência Individual (PEI) da Petrobras para a atividade de perfuração”, informou a assessoria.

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Isso aconteceu, segundo a assessoria da ANP, porque não houve interesse de empresas por esses blocos. “No Brasil, as áreas para exploração são contratadas dessa forma, a partir de rodadas de licitações. Nas rodadas de licitações, as empresas (individualmente ou em consórcio) arrematam blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural. As empresas/consórcios vencedores precisam então apresentar a documentação exigida à ANP e, estando tudo correto, assinam os contratos de concessão ou partilha, de acordo com cada caso”, explicou a empresa.

Entenda a concessão ou partilha da produção

Ainda de acordo com a ANP, há duas modalidades de Oferta Permanente atualmente, de acordo com o regime de contratação (concessão ou partilha da produção): a Oferta Permanente de Concessão (OPC), que já teve três ciclos; e a Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP), que está em seu 1º Ciclo. Como os blocos da Margem Equatorial se encaixam no regime de concessão, eles ficam disponíveis para oferta no edital da OPC.

“Os ciclos da Oferta Permanente são abertos a partir da declaração de interesse das empresas. No edital da Oferta Permanente de Concessão, estão disponíveis para manifestação de interesse das empresas blocos na Margem Equatorial, sendo 13 Bacia do Ceará, 47 na Bacia Foz do Amazonas e 23 na parte marítima da Bacia Potiguar. Sendo assim, a inclusão ou não desses blocos no próximo ciclo irá depender do recebimento de declaração de interesse nos setores nos quais estão localizados”, completou a ANP.