O caderno “Sensibilidade e Análise Econômica para a Previsão da Produção de Petróleo e Gás Natural” também calculou quantas reservas poderão ser adicionadas com os próximos ciclos de oferta permanente e qual a estimativa dos investimentos em E&P no país
O uso de tie-backs submarinos nos FPSOs Cidade de Vitória, Cidade de Anchieta, Frade, P-50, Cidade de Niterói, Cidade de Santos, Cidade de Angra dos Reis, Cidade de Caraguatatuba, P-66, P-69 e Cidade de Itajaí poderá recuperar cerca de 1 bilhão de barris, segundo estimativas iniciais feitas pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) no caderno “Sensibilidade e Análise Econômica para a Previsão da Produção de Petróleo e Gás Natural”, que faz parte do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2032), publicado na segunda-feira (30).
O estudo considerou os seguintes critérios dentre as 40 plataformas do tipo FPSO atualmente em produção no país: capacidade disponível de processamento de petróleo entre 30 mil e 75 mil bpd; que tenham apresentado produção no primeiro semestre de 2022; que já estejam na fase de declínio da produção; e que estejam localizadas nas bacias de Campos, Santos ou Espírito Santo, de modo que os custos operacionais não inviabilizassem os possíveis novos projetos.
Para o cálculo da capacidade disponível, foram utilizados os dados de capacidade total de processamento de petróleo e a média da produção de líquidos dos FPSOs, de janeiro a junho de 2022, de acordo com o site da ANP. Os recursos selecionados para a análise incluem os Planos de Avaliação de Descoberta (PADs) inativos, que não tiveram declaração de comercialidade, e a base de prospectos identificados e indicados do Zoneamento Nacional de Recursos de Óleo e Gás 2019-2021, publicado pela EPE em dezembro de 2021.
Depois, foi feito um geoprocessamento, com a utilização de um raio de 50 km para cada FPSO, identificando-se o FPSO mais próximo de cada oportunidade exploratória. Dessas 11 unidades, seis são operadas pela Petrobras (Cidade de Anchieta, Cidade de Niterói, Cidade de Santos – que foi incluído em um pacote de desinvestimento em outubro de 2021 – Cidade de Angra dos Reis, P-66 e P-69) e duas pela PRIO (Frade e P-50), enquanto o restante é operado pela BW Energy (Cidade de Vitória), TotalEnergies (Cidade de Caraguatatuba) e Karoon (Cidade de Itajaí).
E, dessas 11 plataformas, ao menos quatro já possuem algum tipo de tie-back programado: a PRIO planeja a realização de um tie-back entre a P-50 e o FPSO Frade para o redesenvolvimento de Albacora Leste, ao passo que a TotalEnergies usará o tie-back do Cidade de Caraguatatuba para o desenvolvimento do campo de Lapa Sudoeste. Por fim, a Karoon pretende utilizar o FPSO Cidade de Itajaí para explotar a produção de Patola.
Oferta permanente e estimativa de investimentos em E&P
O estudo também prevê que as áreas a serem arrematadas nos próximos ciclos de oferta permanente podem trazer, no próximo decênio, o incremento de reservas da ordem de 6,4 bilhões de boe na modalidade de concessão e de 3,9 bilhões de boe na modalidade de partilha. O cálculo realizado considerou a classificação do tipo de recurso, as estimativas volumétricas, o início da produção e o perfil de produção.
Com base na curva da previsão da produção de petróleo e gás natural de referência para os próximos dez anos, e no histórico recente de custos, estima-se que de 2023 até o ano de 2032 os investimentos para as atividades de E&P no Brasil alcancem entre US$ 440 bilhões e US$ 489 bilhões. Os números refletem uma avaliação dos investimentos agregados do setor de E&P no país, incluindo a contribuição da Petrobras conforme o Plano de Negócios 2022-2026 e a expectativa gerada pelo regime de oferta permanente e pelo Novo Mercado de Gás.
No entanto, caso os preços do barril superem US$ 100, as empresas do setor de E&P brasileiro poderão revisar seus planos de investimentos, e isso poderá afetar as previsões dos próximos anos.
Fonte: Revista Brasil Energia