O Plano de Negócios e Gestão 2017-2021 prevê a entrada em operação de dezoito novas UEP’s no seu período de vigência, sendo quatro localizadas na Bacia de Campos e quatorze localizadas na Bacia de Santos, segundo o seguinte cronograma: três unidades em 2017; cinco unidades em 2018; duas unidades em 2019; quatro unidades em 2020; e quatro unidades em 2021. A relação das UEP’s a serem implantadas, com as respectivas capacidades nominais de produção, é apresentada na Tabela 16.
Tabela 16: Unidades de Produção programadas por Bacia e por Campo - 2017-2021 Fonte: elab. própria; dados: Petrobras (2017a, p.54; 2016b)
Início Prod.
Bacia Campo/Área Tipo
Unid.
Unid. Prod. Capac. Nom.
Petróleo (bbl/d) Capac. Nom. Gás Nat. (Mm3/d) Prof. LDA (m)
2017 Campos Tartaruga Verde e Mestiça FPSO Cid. Campos 150.000 5.000 765
2017 Santos Lula Norte FPSO P-67 150.000 6.000 2.100
2017 Santos Lula Sul FPSO P-66 150.000 6.000 2.100
2018 Santos Berbigão FPSO P-71 150.000 6.000 2.100
2018 Santos Búzios I FPSO P-74 150.000 7.000 2.100
2018 Santos Búzios II FPSO P-75 150.000 7.000 2.100
2018 Santos Búzios III FPSO P-76 150.000 7.000 2.100
2018 Santos Lula Extremo-Sul FPSO P-68 150.000 6.000 2.100
2019 Santos Atapu 1 FPSO P-70 150.000 6.000 2.100
2019 Santos Búzios IV FPSO P-77 150.000 7.000 2.100
2020 Campos Marlim (Revit. I) FPSO nd 180.000 6.000 800
2020 Santos Búzios V FPSO nd 150.000 6.000 2.100
2020 Santos Libra 1 (Piloto) FPSO nd 180.000 12.000 2.100
Início
Prod. Bacia Campo/Área Unid. Tipo Unid. Prod. Capac. Nom. Petróleo
(bbl/d) Capac. Nom. Gás Nat. (Mm3/d) Prof. LDA (m)
2021 Campos Marlim (Revit. II) FPSO nd 180.000 6.000 800
2021 Campos Sul do Parque das Baleias FPSO nd 60.000 500 1.355
2021 Santos Itapu FPSO nd 150.000 6.000 2.100
2021 Santos Libra 2 (NW) FPSO nd 180.000 12.000 2.100
Na Bacia de Campos, as unidades serão destinadas ao campo de Tartaruga Verde e Mestiça e ao projeto de revitalização de Marlim (que receberia duas unidades), para produção de reservatórios do pós-sal, e ao campo de Sul do Parque das Baleias, para produção de reservatórios da camada pré-sal.
Na Bacia de Santos, todas as unidades serão utilizadas para produção de reservatórios da camada pré-sal, havendo previsão de compartilhamento de unidades entre campos sob diferentes modalidades de contrato, mas cujos reservatórios apresentam continuidade em termos geológicos:
- três unidades serão destinadas ao campo de Lula (Lula Norte, Lula Sul e Lula Extremo Sul), sob o regime de concessão; com o compartilhamento de uma unidade entre o campo de Lula Extremo Sul (concessão) e o campo de Sul de Lula (cessão onerosa);
- duas unidades serão destinadas aos campos situados nas áreas de Iara e do Entorno de Iara: Berbigão (concessão; com extensão para Norte de Berbigão e Sul de Berbigão, cessão onerosa); e Atapu 1 (cessão onerosa; com extensão para Oeste de Atapu, concessão)78;
- sete unidades serão destinadas aos campos regidos pelo contrato de cessão onerosa (Búzios, Sépia e Itapu), com o compartilhamento de uma unidade entre o campo de Sépia (cessão onerosa) e o campo de Sépia Leste (concessão); e
- duas unidades serão destinadas ao campo de Libra (contrato de partilha da produção). A realização do TLD do campo de Libra está prevista para 2017, mas utilizará um FPSO de menor porte (50 Mbbl/d), projetado especificamente para essa finalidade.
Esse planejamento para a implantação de novos sistemas de produção definitivos expressa, de forma clara, a prioridade dada aos campos localizados na Bacia de Santos,
78 Na declaração de comercialidade das áreas de Iara e do Entorno de Iara foram identificados oito campos. Campos da área de Iara (concessão): Berbigão, Sururu e Oeste de Atapu. Campos da área do Entorno de Iara (cessão onerosa): Norte de Berbigão, Sul de Berbigão, Norte de Sururu, Sul de Sururu e Atapu (PETROBRAS, 2015e)
cujos reservatórios encontram-se na camada do pré-sal. A ênfase recai sobre o campo de Lula (concessão), os campos vinculados à cessão onerosa e o campo de Libra (partilha). O campo de Lula chegará ao final do período com nove sistemas definitivos implantados, de um total de dez previstos79.
Com relação à Bacia de Campos, considerando-se a previsão de implantação de um número reduzido de nova unidades, o cenário mais favorável que se pode esperar é o de estabilização do atual nível de produção ou de redução da taxa de declínio, mediante a realização de atividades de manutenção e de projetos de recuperação avançada nos reservatórios localizados no pós-sal, ou como resultado do desenvolvimento das novas descobertas localizadas na camada pré-sal. Sobre esse tema, há o registro de reservatórios já em produção na camada pré-sal da Bacia de Campos: Marlim (Brava); Parque das Baleias; Marlim Leste (Tracajá); e Caratinga (Carimbé), aos quais devem se juntar descobertas recentes anunciadas em Albacora (Forno; outubro de 2016) e Marlim Sul (Poraquê; julho de 2017) (PETROBRAS, 2017m). Segundo as informações disponíveis sobre a produção de petróleo e gás natural para o mês de dezembro de 2016, a Bacia de Campos ainda responde por 55% da produção total de petróleo e 25% da produção total de gás natural, em reservatórios tanto do pós-sal como do pré-sal. Considerando apenas a produção referente aos reservatórios da camada pré-sal daquele mesmo mês e ano, 20% da produção total (petróleo e gás natural) são provenientes de campos localizados na Bacia de Campos, com destaque para os campos de Jubarte e Baleia Azul (BOLETIM, 2017a).
Com relação ao aumento projetado da capacidade de produção a previsão é de que seja adicionada uma capacidade equivalente a 570 Mbbl/d e 2.190 Mbbl/d, respectivamente, na Bacia de Campos e na Bacia de Santos, com total de 2.760 Mbbl/d e média anual de 552 Mbbl/d, que supera em mais de 50% a média anual apurada no período 2010-2016 (Figura 7). 2017 2018 2019 2020 2021 Bacia de Campos Tartaruga Verde FPSO C. Campos Marlim Revit. I FPSO nd Marlim Revit. II FPSO nd S Parque Baleias FPSO nd 150 180 240 Bacia de Santos
Lula N Búzios I Búzios IV Búzios V Itapu
79 O campo de Lula Oeste, que ainda figurava no PNG 2015-2019 com uma unidade de produção prevista para 2020, foi retirado do PNG 2017-2021.
FPSO P-67 FPSO P-74 FPSO P-77 FPSO nd FPSO nd Lula S FPSO P-66 Búzios II FPSO P-75 Atapu 1 FPSO P-70 Sépia FPSO P-72 Libra 2 FPSO nd Libra
FPSO TLD * FPSO P-76 Búzios III FPSO nd Libra 1 Berbigão
FPSO P-71 Lula Ext Sul FPSO P-68
300 750 300 510 330
450 750 300 690 570
Total (Mbbl/d)
Figura 7. Unidades de Produção programadas por Bacia - 2017-2021 Fonte: Petrobras, PNG’s e Relatório Form-20F
Tem-se, assim, a previsão de um incremento expressivo na capacidade nominal de produção, o qual deverá se mostrar suficiente para compensar o declínio da produção, que tende a ser mais elevado, em termos nominais, diante de um patamar de produção, alcançado em 2016, superior aquele que existia nos anos iniciais dos outros períodos analisados (2005 e 2010), e, ao mesmo tempo, para adicionar um volume de produção que corresponda ao incremento estimado para a produção total no período. No caso, a projeção constante no PNG 2017-2021 é de que seja alcançada uma produção de 2.770 Mbbl/d, em 2021, que representa um aumento de 34% ante uma produção de 2.070 Mbbl/d, em 2017, também indicada no plano.
Simultaneamente à programação das unidades de produção e à definição da meta de produção em 2021, o PNG 2017-2021 sinalizou uma drástica redução no volume de investimentos a ser realizado no período - US$ 74,5 bilhões, conforme valor revisado no início de 2017 - ampliando ainda mais o corte de recursos que já fora implementado com base no PNG 2015-2019 e na posterior revisão deste. Uma comparação entre esses indicadores permitiria inferir, em uma análise preliminar, que esse volume de investimentos revelaria uma possível incompatibilidade com as metas operacionais inseridas no PNG 2017-2021, mas essa questão somente poderia ser esclarecida, com alguma margem de segurança, a partir de uma análise detalhada das premissas adotadas pelo plano e dos próprios estudos de viabilidade técnica e econômica de cada empreendimento.
Há, no entanto, alguns fatores que poderiam demonstrar a viabilidade desses empreendimentos programados, mesmo em um cenário de redução do volume dos investimentos: parte das unidades de produção foi contratada em anos anteriores e, eventualmente, contaria com investimentos parciais já realizados; houve uma redução relativa no custo final das unidades de produção, que acompanhou a tendência de
redução nos custos dos bens e serviços como efeito do desaquecimento da indústria de P&G; a padronização das unidades de produção (“unidades replicantes”) favorece a redução dos custos; a Petrobras conseguiu reduzir significativamente os custos de perfuração, que respondem por cerca de 50% do investimento total do plano de desenvolvimento de um campo offshore; a alta produtividade verificada nos poços perfurados no pré-sal reduz a quantidade de poços de produção e de injeção que seriam necessários para garantir o volume de produção compatível com os parâmetros de projeto de cada empreendimento e com o porte das unidades de produção, reduzindo o valor total dos investimentos; a Petrobras beneficia-se de ganhos de escala significativos que decorrem da proximidade relativa dos novos campos em desenvolvimento entre si e com os outros campos já operados pela empresa na Bacia de Santos, os quais contam com infraestrutura instalada e com uma estrutura de apoio logístico etc..
À medida que sejam confirmados, os fatores especificados acima demonstrariam que a redução do nível dos investimentos não implicaria em qualquer prejuízo para o cumprimento das metas relativas à implantação de novas unidades e ao aumento dos níveis de produção. Mas, essa possível comprovação da capacidade da empresa para desenvolver esses campos com custos mais reduzidos demonstraria, ao mesmo tempo, que a venda de direitos sobre os campos de petróleo e gás natural localizados no polígono do pré-sal, implementada recentemente, mostra-se lesiva aos interesses da empresa, tendo, ao final, o único sentido de promover uma privatização da empresa, sem que esse objetivo seja enunciado de forma explícita.