Plano Estratégico 2021-2025 destinará US$ 16,74 bilhões para o projeto da cessão onerosa e prevê aporte inicial de recursos para Sergipe Águas Profundas

A Petrobras não irá contratar nenhum FPSO para atender a curva de produção do Plano Estratégico de 2021-2025, além dos quatro que estão em curso no momento. Confirmando as projeções, a petroleira não incluiu o desenvolvimento do projeto de águas profundas de Sergipe nos próximos quatro anos, embora deva ir ao mercado para afretar uma unidade de produção para o sistema, com foco no período posterior à 2025.

Embora tenha ficado de fora dos projetos programados para entrar em operação no período 2021-2025, a Petrobras prevê destinar US$ 2 bilhões ao desenvolvimento da produção do sistema de Sergipe, sem confirmar a data do primeiro óleo. Os recursos, segundo o diretor de E&P da empresa, Carlos Alberto Oliveira, serão alocados a parte submarina (poços) e alguns sistemas do FPSO.

A princípio, a Petrobras não prevê reduzir sua participação no projeto, voltado às áreas do BM-SEAL-11 e BM-SEAL-10, onde estão localizados os prospectos de Farfan, Barra, Moita Bonita e Muriú. A petroleira detém 100% de participação no BM-SEAL-10 e 60% no BM-SEAL-11, onde tem a IBV Brasil como sócia.

Dos US$ 46,5 bilhões destinados ao segmento de E&P no período, quase US$ 40 bilhões serão alocados ao Desenvolvimento da Produção e apenas US$ 6,51 bilhões à Exploração. Em linha com a estratégia que vem sendo traçada, o campo de Búzios segue mantendo o maior orçamento da área de E&P.

Visto como um dos ativos mais importantes da petroleira, Búzios receberá 36% dos investimentos, garantindo um aporte de US$ 16,74 bilhões. Embora ainda bastante expressiva e relevante em relação aos demais orçamentos, a cifra é menor que a projeção de US$ 18 bilhões, prevista no plano anterior.

A Petrobras destinará ainda US$ 11,65 bilhões para seus demais projetos de pré-sal, localizados tanto em Santos quanto em Campos. A lista inclui os campos de Mero, Tupi, Jubarte, Sépia, Atapu, Sapinhoá, Itapu e Berbigão-Sururu.

Outra parcela expressiva, no valor total de US$ 10,23 bilhões, será alocada a ativos do pós-sal, como Polo Marlim, Roncador, Barracuda-Caratinga e Sergipe Águas Profundas.

Cronograma dos projetos

Em meio à crise atual e as incertezas que ainda rondam o cenário futuro, a companhia optou por manter no cronograma apenas os projetos que já estavam previstos anteriormente, concentrando a maior parte do esforço de E&P ao campo de Búzios e a outros ativos do pré-sal. Dos 13 FPSOs previstos para entrar em operação de 2021 a 2025, oito já foram contratados e cinco estão em processo de contratação.

O campo de Búzios receberá quatro FPSOs até 2025. Também estão previstas quatro unidades para o campo de Mero, além de duas para Marlim, uma para o Parque das Baleias, uma para Sépia e outra para Itapu.

Conforme antecipado pelo PetróleoHoje, a Petrobras manteve o cronograma de primeiro óleo dos FPSOs Guanabara e Carioca para 2021, apesar dos atrasos na obra de conversão ocasionados pela pandemia da Covid-19. A companhia postergou, no entanto, o cronograma do FPSO Garibaldi (Marlim 1)  e da unidade do Parque das Baleias, em processo de licitação. Marlim 1 pulou de 2022 para 2023, enquanto o FPSO do Parque saiu de 2023 para 2024.

Sob esse novo rearranjo, a Petrobras colocará em operação duas unidades em 2021, uma em 2022, quatro em 2023, três em 2024 e outras três em 2025.

No que diz respeito ao descomissionamento de projetos e unidades de produção, serão alocados US$ 4,6 bilhões até 2025, sendo US$ 1,1 bilhão já em 2021. Ao todo, serão desmobilizadas 18 unidades de produção, sendo a maior parte delas localizadas na Bacia de Campos, no Norte e Nordeste, no Espírito Santo e em outras regiões.

A lista inclui o FPSO Capixaba, operado pela SBM, no campo de Jubarte, e o FPSO PRM, instalado em Piranema e sob contrato com a Altera Infrastructure. A operação irá tirar de atividade também 11 plataformas próprias da Petrobras, como a P-47, P-18, P-20 e P-26.

A campanha de descomissionamento mobilizará também cerca de 1.000 km de risers e flowlines.

O novo Plano Estratégico garante o início de operação do gasoduto Rota 3 para o final de 2021/início de 2022.

Outras áreas

Ainda que muito distante da situação privilegiada do segmento de E&P, a área de Refino da Petrobras manterá o segundo maior orçamento para o período de 2021-2025, tendo assegurada a cifra de US$ 3,7 bilhões. O montante corresponde apenas a 7% do investimento total.

A companhia manterá seu parque de refino focado no Sudeste, próximo aos grandes campos do pré-sal e aos maiores mercados consumidores. A premissa, segundo a companhia, é tornar as unidades remanescentes mais eficientes com a produção de derivados de maior valor agregado.

Parte dos investimentos será alocada à implantação de novos projetos de HDT na Reduc, Revap e Replan, refinarias que serão mantidas no portfólio, com foco na maior produção de diesel S-10.

A Petrobras estuda a possibilidade de integração da Reduc ao Polo Gaslug, em Itaboraí. A intenção é investir na produção de lubrificantes mais avançados, além de combustíveis de alta qualidade e baixo teor de enxofre.

O orçamento contempla ainda a alocação de US$ 2,2 bilhões para o segmento de comercialização & Logística, US$ 1,1 bilhão para Gás & Energia, US$ 1,65 para o segmento Corporativo.

Embora os investimentos totais tenham sido reduzidos de US$ 64,3 bilhões para US$ 55 bilhões, o presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, reforçou que a companhia se prepara para ser uma empresa mais forte, com custos cada vez mais baixos.

“Nosso objetivo não é maximizar volume de produção, é maximizar valor”, ressalta o executivo.

Castello Branco destacou também o foco da companhia na transição energética.

Fonte: Revista Brasil Energia