Gabriel Vasconcelos, da Agência iNFRA
A Petrobras anunciou, nesta segunda-feira (27), a compra de uma parte do campo de Argonauta, na Bacia de Campos, que equivale ao trecho sobressalente da jazida compartilhada de Jubarte. Para tanto, a estatal pagará R$ 850 milhões a Shell, ONGC e Brava Energia, até então detentoras da concessão do bloco.
Com o movimento, a Petrobras reforça posição no pré-sal e dá tração a uma política de aquisições nas bacias sedimentares do Sudeste, na sequência de Tartaruga Verde e do Módulo III de Espadarte, também em Campos. No fim do governo Lula 3, a estatal consolida a reversão da política de desinvestimentos de ativos de exploração e produção, inclusive adquirindo participações de “junior oils”, pequenas e médias petroleiras que cresceram justamente comprando campos produtivos da Petrobras entre 2016 e 2023.
“A aquisição apresenta condições econômico-financeiras atrativas, simplifica a gestão do ativo e está em consonância com o Plano de Negócios da Petrobras, fortalecendo nossa atuação na Bacia de Campos e maximizando valor com foco em ativos rentáveis”, escreveu a Petrobras na comunicação ao mercado.
Ativo
A porção adquirida da vez é referente à área do Campo de Argonauta que detém 0,86% da jazida compartilhada do pré-sal de Jubarte (“Jazida Compartilhada de Jubarte”), relacionada ao AIP (Acordo de Individualização da Produção) vigente desde 1º de agosto de 2025.
A Petrobras vai operar na nova área de forma integrada à infraestrutura da área conhecida como Parque das Baleias, conjunto de campos localizados na porção norte da Bacia de Campos, em lâmina d’água entre 1.220 e 1.400 metros, cujo principal campo é justamente Jubarte. Esses ativos são operados por meio das plataformas P-57, P-58, FPSO Cidade de Anchieta e FPSO Maria Quitéria, com produção atual de cerca de 210 mil barris de óleo por dia.
Pagamento
O pagamento de R$ 850 milhões será feito em três parcelas, a primeira no valor de R$ 100 milhões, no fechamento da operação, o chamado “closing”; a segunda parcela no valor de R$ 600 milhões, em janeiro de 2027 ou no fechamento do negócio, o que vier mais tarde; e a terceira parcela, no valor de US$ 150 milhões, dois anos após esse closing. Todos esses valores estão sujeitos a ajustes de preço definidos em contrato.
O negócio ainda requer aprovação da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) e pelo Cade (Conselho Administrativo de Defesa Econômica).
