ANP mantiene a Raia como único campo en la capa presal de Campos.
La agencia rechaza la apelación de Equinor y aprueba el plan de desarrollo del campo integrado.
247 - El consejo directivo de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) decidió mantener la clasificación del campo Raia, ubicado en el presal de la Cuenca de Campos, como un único campo de petróleo y gas. La decisión, tomada por unanimidad en una reunión celebrada el lunes (26), pone fin al intento del operador Equinor de dividir el activo en dos áreas distintas, denominadas Raia Manta y Raia Pintada.
La información fue publicada originalmente por Broadcast, un servicio de noticias del mercado financiero en tiempo real. Tras el rechazo de la apelación presentada por la empresa estatal noruega, la ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles) determinó que la empresa debía volver a presentar un plan de desarrollo unificado para el yacimiento, de conformidad con los requisitos regulatorios. El nuevo plan, ya ajustado a la decisión, también recibió la aprobación de la junta directiva en la misma reunión.
Mantener Raia como un solo campo tiene un impacto directo en el régimen fiscal aplicado al proyecto. Los campos con grandes volúmenes de producción están sujetos al impuesto de Participación Especial, un gravamen que puede alcanzar hasta el 40% de los ingresos netos trimestrales. Dividir el campo podría reducir esta carga, una posibilidad que el organismo regulador ha descartado.
Al informar sobre el caso, el director de la ANP, Pietro Mendes, destacó que no existe fundamento técnico para la separación solicitada por el operador. Según él, los yacimientos involucrados forman parte del mismo bloque de exploración y comparten la infraestructura de producción. "Se espera que compartan una sola unidad de producción" y, por lo tanto, formen "un proyecto integrado de desarrollo productivo", afirmó.
El campo Raia se ubica en el bloque BM-C-33 y es operado por Equinor, con una participación del 35%. El consorcio también incluye a Repsol Sinopec Brasil, con el 35%, y Petrobras, con el 30% restante. Se espera que la producción comience en el primer semestre de 2028.
Se estima que las reservas recuperables rondan los mil millones de barriles de petróleo equivalente. El proyecto prevé la instalación de una plataforma tipo FPSO con una capacidad de producción de hasta 126.000 barriles de petróleo al día, además de un gasoducto capaz de transportar hasta 16 millones de metros cúbicos de gas natural al día.
