WHAT'S NEW?
Loading...

Partilha de produção do pré-sal deve demandar 28 FPSOs em dez anos, diz PPSA


A Pré-Sal Petróleo SA (PPSA) estima que a demanda por novos FPSOs pode chegar a 28 novas unidades a serem instaladas entre 2021 e 2030 para desenvolvimento das reservas contratadas sob o modelo de partilha de produção.

Segundo publicou o Epbr, são ao todo 17 contratos de exploração e produção contratados entre 2013 e este ano, quando foram leiloados os excedentes da cessão onerosa e ocorreu a 6ª rodada de partilha do pré-sal.

A estimativa de investimento, atualizada pela PPSA, será apresentada nesta segunda (25), no 2º Fórum Técnico Pré-Sal Petróleo, no Rio de Janeiro.

A PPSA calcula que a instalação desses 28 FPSOs e outros investimentos necessários para exploração e desenvolvimento das áreas é capaz de movimentar R$ 560 bilhões, dos quais R$ 196 bilhões são relativos às unidades de produção; R$ 196 bilhões são estimativo para perfuração de 474 poços; e R$ 168 bilhões para sistemas submarinos.

Apesar da contratação majoritária da Petrobras – apenas este ano, a companhia contratou 90% dos excedentes de Búzios, 100% no caso de Atapu e 80% do bloco de Aram, na 6ª rodada –, os investimentos na partilha da produção serão feitos por diversas empresas. Ao longo de seis rodadas foram firmados contratos com Equinor, ExxonMobil, BP e Shell como operadoras.

A primeira rodada, de 2013, contratou o bloco de Libra, que levou a delimitação do campo de Mero, onde a Petrobras e seus sócios produzem com um FPSO em fase de teste, o Pioneiro de Libra (Ocyan/Teekay) e tem dois contratados com Modec (FPSO Guanabara) e SBM (FPSO Sepetiba).

Outro projeto avançado é o de Búzios, originalmente da cessão onerosa, mas que teve o excedente contratado em novembro. A Petrobras já instalou quatro unidades próprias na região e tem mais uma (Búzios 5) já contratada com a Modec. Ao todo, o campo pode receber até dez FPSOs.

A Equinor também avança com o projeto de Carcará, que começou com a exploração do BM-S-8, uma concessão da 2ª rodada da ANP, e teve sua extensão contratada na 2ª rodada de partilha (Norte de Carcará). A companhia deve concluir em breve a contratação do FEED de Carcará 1, que será o maior FPSO do país, com capacidade para processar 220 mil barris por dia de petróleo e 15 milhões de m³/dia de gás natural e deve entrar em operação em julho de 2024.

Arrecadação pode chegar a R$ 1 trilhão até 2032

O resultado desses novos investimentos será um incremento na produção brasileira de petróleo que pode chegar a 3,89 milhões de barris por dia de petróleo em 2032, apenas em campos contratados pela partilha de produção – atualmente, o país produz cerca de 3 milhões de barris de petróleo e gás natural por dia no total, maior parte no pré-sal, mas em contratos de concessão e na cessão onerosa.

Como na partilha, além de royalties e impostos, a União tem direito a uma parcela do resultado da produção (o lucro-óleo), a venda desse óleo sob responsabilidade da PPSA deve corresponderá a maior parcela do da participação governamental nos contratos.

A PPSA estima, considerando um câmbio de US$ 4 e o preço de referência do barril de petróleo a US$ 60, que é possível arrecadar R$ 1 trilhão até 2032, sendo US$ 424 bilhões a partir da comercialização do óleo (42%), R$ 227 bilhões em impostos (35%) e R$ 349 bilhões em royalties (23%). Apenas a parcela da União no óleo deve gerar uma receita de R$ 102 bilhões em 2031.

Para comparação, a receita estimada do Brasil este ano, considerando apenas royalties e participações especiais, é de R$ 24 bilhões. Cálculo feito pela ANP considerando a programação de produção das empresas e a arrecadação dos contratos, majoritariamente, de concessão.

Metodologia

Para investimentos e custos, foram considerados os planos de desenvolvimento (PD) existentes. Para projetos na fase exploratória (sem PD), foram utilizadas avaliações de custo fornecidas pela área técnica da Pré-Sal Petróleo. Os investimentos foram aportados igualmente nos três anos anteriores ao primeiro óleo e no ano do primeiro  óleo.

O estudo também contempla taxa de depreciação (10%) e alíquota de óleo lucro, limite de recuperação de custo em óleo e bônus de assinatura definidos para cada projeto.

Para cálculo de poços, considerou-se um poço produtor para cada 20.000 barris de capacidade do FPSO. Para cada poço produtor, considerou-se um poço injetor. Considerou-se um poço exploratório por projeto.

Considerou-se a utilização de FPSOs com capacidade de produção entre 50.000 e 220.000 barris/dia, a depender do tamanho do projeto implantado. E taxa de câmbio de R$ 4,00/US$.

A agência epbr é uma organização independente de mídia, nativa digital, não partidária, que tem como objetivo informar e engajar a população em geral nas discussões sobre energia no país, sobretudo nas áreas de petróleo, gás natural e energia elétrica.

Para investimentos e custos, foram considerados os planos de desenvolvimento (PD) existentes. Para projetos na fase exploratória (sem PD), foram utilizadas avaliações de custo fornecidas pela área técnica da Pré-Sal Petróleo. Os investimentos foram aportados igualmente nos três anos anteriores ao primeiro óleo e no ano do primeiro  óleo.

O estudo também contempla taxa de depreciação (10%) e alíquota de óleo lucro, limite de recuperação de custo em óleo e bônus de assinatura definidos para cada projeto.

Para cálculo de poços, considerou-se um poço produtor para cada 20.000 barris de capacidade do FPSO. Para cada poço produtor, considerou-se um poço injetor. Considerou-se um poço exploratório por projeto.

Considerou-se a utilização de FPSOs com capacidade de produção entre 50.000 e 220.000 barris/dia, a depender do tamanho do projeto implantado. E taxa de câmbio de R$ 4,00/US$.