A empresa estuda contratar novas unidades produtivas para a revitalização do campo de Tupi, para Búzios 12 e Mero 5. Já está certo de que, em 2030, vão entrar em operação seis plataformas. Dificuldades na licitação fizeram que a petrolífera estendesse o cronograma de produção.
A Petrobras estuda instalar seis novos sistemas de produção de óleo e gás natural após 2029 no projeto de revitalização do campo de Tupi, em Búzios 12 e em Mero 5. Além disso, a empresa dá como certa a implementação de mais cinco FPSOs no mesmo período.
Já no horizonte do seu plano de negócios para os próximos cinco anos, divulgado nesta quinta-feira, 21, está previsto o início da operação de 10 unidades. Nesse pacote está o FPSO para revitalização dos campos de Barracuda-Caratinga, que está sendo contratado, e o FPSO de Raia, operado pela Equinor.
Ficou para 2030 o primeiro óleo das plataformas P-84 e P-85, dos campos de Sépia e Atapu, os FPSOs de revitalização de Albacora e Marlim Leste e Sul, além das duas unidades dos projetos de Sergipe Águas Profundas, SEAP I e II. Por conta da dificuldade em licitações, a petrolífera teve que alterar o seu cronograma de instalação de novos FPSOs.
Nos próximos cinco anos, a estatal vai investir US$ 77,3 bilhões na área de Exploração e Produção, 5% mais do que o previsto no plano de negócios anterior. Desse orçamento total, US$ 15,1 bilhões vão ser gastos em 2025; US$ 15,3 bilhões em 2026; US$ 15,1 bilhões em 2027; US$ 15,4 bilhões em 2028; e US$ 15,5 bilhões em 2029.
A maior parte do dinheiro vai para o pré-sal. Ao mesmo tempo, a empresa destaca o interesse na revitalização de campos maduros da Bacia de Campos, que, segundo ela, é um negócio vantajoso do ponto de vista econômico e ambiental.
Esses são projetos viáveis mesmo em cenários de desvalorização do petróleo no longo prazo, por terem um Brent de equilíbrio prospectivo de US$ 28 por barril, em média. Os negócios têm como premissa também a produção de petróleo de melhor qualidade, com baixos custos e menos emissões de gases de efeito estufa.
Nos dois casos – do pré-sal e de revitalização de campos maduros – a perspectiva é de alcançar um Custo Total do Petróleo Produzido (CTPP) médio de US$ 36,5 por barril de óleo equivalente (boe) no período, o que inclui a extração, o pagamento de participações governamentais, além da depreciação e depleção dos ativos.
No plano arquivado na Comissão de Valores Mobiliários (CVM), a empresa prevê perfurar 15 poços na margem equatorial, o que representa 38% do esforço exploratório. No plano anterior, a Petrobras informou reservar US$ 3,2 bilhões para a região.
Produção
A Petrobras projeta atingir a produção diária de 3,2 milhões de boe, dos quais 2,5 milhões de barris de óleo por dia (bpd) são de petróleo. Esses números podem variar em 4% para mais ou menos. No ano que vem, devem ser produzidos 2,8 milhões de boed, dos quais 80% vão ser no pré-sal. O volume de produção total crescerá gradativamente até a meta de 3,2 milhões boed ser atingida em 2028.
Para atingir o objetivo de repor reservas, a empresa quer aumentar o investimento em atividades exploratórias para US$ 7,9 bilhões, 5% mais do que no plano anterior. A destinação sustentável de equipamentos e abandono de poços vão demandar mais US$ 9,9 bilhões nos próximos cinco anos. A Petrobras vai, portanto, gastar mais para dar um destino a seus sistemas de produção do que para explorar novas áreas.
“O plano proposto também inclui projetos que visam aumentar a disponibilidade de gás e um olhar mais atento para os ativos maduros, com o objetivo de avaliar as possibilidades de prolongamento da vida produtiva desses ativos e seus sistemas de produção e, em último caso, iniciar as atividades de descomissionamento”, informou a empresa.
Fonte: Revista Brasil Energia