A Petrobras receberá, na segunda-feira (8/2), as propostas não-vinculantes do desinvestimento dos campos Albacora e Albacora Leste, localizados em águas profundas da Bacia de Campos. A julgar pelo interesse prévio demonstrado na fase de pré-oferta, será um dos teasers mais concorridos da estatal.

Entre as empresas que flertam ou pelo menos examinam o negócio estão a PetroRio, BW Energy, Karoon, 3R Petróleo, Enauta e fundos de investimentos.

Diante do porte do negócio, é dado como certo que as empresas irão optar por formar consórcios. As apostas são de que o processo seja disputado por pelo menos três grandes grupos, com participação de mais de uma petroleira em um mesmo consórcio.

Para se ter uma ideia do fôlego financeiro que os interessados terão que ter, a projeção é que as propostas ultrapassem a marca de US$ 1 bilhão / US$ 1,5 bilhão. Em função do volume de reservas estimado pela Petrobras no teaser do projeto, especialistas afirmam que a companhia pode ter uma expectativa de valor mais alta, girando de US$ 3 bilhões a até US$ 4 bilhões, mas que certamente esse patamar não será alcançado.

FPSO à vista

Além do desembolso expressivo na compra do ativo, a empresa ou grupo vencedor terá que aportar altas cifras para garantir a retomada dos indicadores de produção do projeto aos níveis de pico. Entre executivos e consultores prevalece o consenso que o novo operador precisará ir ao mercado para afretar ou adquirir um novo FPSO para o campo de Albacora, com capacidade entre 80 mil barris/dia de óleo e 120 mil barris/dia de óleo.

A avaliação é que os dois campos demandarão capex intensivo. Projeções preliminares projetam um investimento mínimo de US$ 1 bilhão somente para Albacora Leste.

A premissa de instalação de nova unidade de produção é assegurada pela avaliação que, diante do tempo de operação do projeto, mais de três décadas, será necessário aposentar tanto a semissubmersível P-25 quanto o FPSO P-31, que operam no campo de Albacora. A única unidade de produção a permanecer em operação será o FPSO P-50, instalado em Albacora Leste.

Levando em consideração o tempo necessário de conclusão do negócio, o prazo do trâmite de transição da operação e mais a etapa de licitação, o novo FPSO não deverá ser instalado antes de 2026. Ainda que reste um bom tempo de espera pela frente, a possibilidade de novos negócios já começa a atrair a atenção de empresas operadoras de FPSOs.

O futuro operador de Albacora e Albacora precisará executar campanha de perfuração de novos poços e ainda substituir partes das linhas.

O mercado projeta que os dois campos poderão atingir uma produção total de 120 mil barris/dia a 170 mil barris/dia de óleo. Em dezembro de 2020, segunda a ANP, os dois ativos produziram, juntos, cerca de 61 mil barris/dia de óleo.

O novo pico de produção dos campos não deve ser alcançado antes de cinco anos. Alguns especialistas consultados avaliam que a virada ocorrerá apenas a partir de 2030, e que, antes disso, a produção do projeto deve cair ainda mais.

Pré-sal e reservas

Afora o reservatório de pós-sal, os dois campos têm pré-sal também. A Petrobras estima que cerca de 1/3 das reservas locais possa ser de pré-sal.

Segundo estimativas da Petrobras disponibilizadas no teaser, juntos, os dois campos possuem cerca de 1 bilhão de boe. O maior volume está concentrado no campo de Albacora, cuja projeção da petroleira brasileira aponta para 634 milhões de boe.

Albacora X Marlim

De olho na possibilidade de operar um projeto de águas profundas – o negócio envolve a venda de 100% dos dois ativos – a avaliação é que o desinvestimento de Albacora e Albacora Leste terá mais concorrência do que o processo do complexo de Marlim, Marlim Sul e Marlim Leste. No mercado, a percepção é que as petroleiras irão optar por direcionar suas fichas para um projeto em que terão autonomia para ditar o ritmo das atividades e reduzir custos.

Embora o complexo de Marlim seja um projeto emblemático, tudo indica que Albacora-Albacora Leste atrairá um número maior de petroleiras em busca de ampliação de sua carteira de projetos. O CEO da PetroRio, Roberto Monteiro, em entrevista concedida ao PetróleoHoje, em dezembro, não escondeu, por exemplo, seu interesse em uma possível sinergia entre o projeto e o campo de Frade, operado pelo grupo.

Já a operação de venda de Marlim, Marlim Sul e Marlim Leste tende a atrair empresas interessadas muito mais em adquirir reservas do que operar campos. Tudo aponta para o perfil de um sócio investidor. Sob essa estratégia, aposta-se em um interesse maior de petroleiras chinesas e grandes fundos de investimentos internacionais.

No caso de Marlim, o futuro sócio da Petrobras terá pela frente a implantação do projeto de revitalização do campo. Dividido em duas etapas, o sistema tem dois FPSOs contratados e em processo de conversão, o Anita Garibaldi (Modec) e o Ana Nery (Yinson), ambos com instalação programada para 2023, e incluirá também a desmobilização de cinco plataformas que operam na área.

Propostas firmes

A projeção é de que a fase de ofertas firmes de Albacora e Albacora Leste ocorra somente daqui a quatro a seis meses, depois de concluída a seleção das empresas que seguirão no processo e liberado novo acesso a dados do projeto. Em entrevista concedida à Brasil Energia, o diretor de E&P da Petrobras, Carlos Alberto de Oliveira, informou que o fechamento da operação só deve ocorrer em 2022.

O pacote de venda de Albacora e Albacora Leste foi liberado ao mercado em setembro de 2020. O processo está sendo coordenado pelo ScotiaBank.

Na mesa de negócios estão 100% de participação no campo de Albacora e 90% de Albacora Leste. Os 10% restantes pertencem a Repsol Sinopec, fruto de uma parceria antiga firmada com a Petrobras.

O projeto de Albacora e Albacora Leste possui um total de 71 poços, sendo 46 produtores e 15 injetores.

Descoberto em 1984, o campo de Albacora foi colocado em operação em 1987, na fase de início de produção dos primeiros campos gigantes da Bacia de Campos. Já Albacora Leste, foi descoberto dois anos depois, em 1986, tendo sido colocado em operação somente 12 anos depois, em 1998.

Fonte: Revista Brasil Energia