Petrobras: Plano confirma investimento em produção

Plano confirma investimento bilionário, mas impõe corte amplo de custos

Parece contraditório, mas a petroleira brasileira anunciou a necessidade de contratar quinze novas unidades de produção para acelerar o desenvolvimento de áreas no pré e no pós-sal, ao mesmo tempo em que lançou um programa de redução de custos de poços e pretende elevar em apenas US$ 200 milhões, em relação ao ano passado, os recursos orçados no Plano de Negócios e Gestão (PNG) para o quinquênio de 2013-2017, que totaliza US$ 236,7 bilhões.

Assim como nos planos anteriores, o PNG 2013-2017 reserva a maior fatia, de US$ 147,5 bilhões (62,3% do total), para a área de exploração e produção no Brasil – um acréscimo de US$ 16,1 bilhões em relação ao projetado no ano passado.

Ficou acima do volume total de investimentos previstos para esta área no Brasil e no exterior, que somava US$ 141,8 bilhões.

Enquanto crescem os recursos para as atividades internas, a estatal reduziu os investimentos externos para US$ 5,1 bilhões, menos da metade dos US$ 10,7 bilhões do plano anterior, mantendo mais de 90% para E&P.

A área de abastecimento terá US$ 64,8 bilhões (27,4% do total) e a de gás e energia, US$ 9,9 bilhões.

A diretoria de Engenharia, Tecnologia e Materiais, criada pela presidente da Petrobras, Maria das Graças Silva Foster, receberá US$ 2,3 bilhões (1%), ficando a BR Distribuidora com US$ 3,2 bilhões (1,4%) e a Petrobras Biocombustíveis, com US$ 2,9 bilhões (1,1%).

Um bilhão de dólares (0,4% do total) foi reservado para as áreas financeira, estratégica e corporativa.

Dos 947 projetos em implantação e avaliação, só 770 estão confirmados para implantação, dos quais a totalidade dos aproximadamente 550 projetos (71,2%) da área de E&P, e 220 das demais áreas, sendo 20,9% para o abastecimento (US$ 43,2 bilhões, que correspondem a menos de dois terços do valor total dos recursos alocados para esta área).

Ou seja, na área de E&P nada está em avaliação: tudo será implantado nos planos da petroleira.

Química e Derivados, Graça Foster: projetos competem entre si para receber recursos
Graça Foster: projetos competem entre si para receber recursos

“Os projetos competem entre si, em todas as áreas, e a aderência ao planejamento estratégico também pesa. Ou seja, não basta que o VPL (Valor Presente Líquido, para avaliar a viabilidade do projeto) de um seja melhor que o de outro: é necessário que haja também melhoria nos diversos fatores integrantes desse planejamento”, afirmou a dirigente da estatal.

“Essa competição faz com que a área de engenharia trabalhe com mais objetividade e foco, e obriga que se atue mais em parceria com os fornecedores.”

Novas unidades de produção – “Não houve inclusão de novos projetos nesse PNG, a não ser na área de exploração e produção, para assegurarmos a curva de produção projetada no ano anterior e que foi mantida”, frisou Foster. No entanto, há novidades. A começar pelo anúncio de que seria necessário contratar nada menos que 15 novas unidades estacionárias de produção (UEPs), como são chamadas as plataformas.

Química e Derivados, FPSO Cidade de Anchieta tira óleo do Parque das Baleias
FPSO Cidade de Anchieta tira óleo do Parque das Baleias

Estas plataformas, do tipo FPSO (do inglês Floating, Production, Storage and Offloading, unidade flutuante que produz, armazena e transfere óleo), são essenciais para a petroleira dar a partida no desenvolvimento de diversas áreas do pré-sal – Lula Alto, Lula Central, Carioca, Júpiter e Carcará, assim como as áreas de cessão onerosa, Franco Leste e Florim, na bacia de Santos, e Parque dos Doces, Tartaruga Verde e Mestiça e sul do Parque das Baleias, na bacia de Campos – e do pós-sal – Maromba, Espadarte I e III, e Bonito, em Campos, e em águas profundas da bacia do Sergipe.

Demonstrando que a necessidade de novas unidades não é apenas uma previsão, no momento em que divulgava o plano de negócios na sede da estatal, no dia 19 de março, para investidores, analistas e jornalistas, as áreas de relações com investidores e a assessoria de imprensa distribuíam informe sobre a negociação das duas primeiras novas UEPs.

Uma semana depois, a Petrobras, como operadora e detentora de 65% do consórcio BM-S-11, e os parceiros BG E&P Brasil (25%) e Petrogal Brasil (10%) assinaram carta de intenção com a SBM Offshore e a Queiroz Galvão Óleo e Gás para afretamento de dois FPSOs.

Cada um deverá ser interligado a 18 poços (dez produtores e oito injetores) e terá capacidade para processar até 150 mil barris de petróleo por dia (bpd) e 6 milhões de m³/dia de gás natural.

Pelo acordo, firmado pela Tupi BV, afiliada do consórcio daquele bloco, as unidades são destinadas aos projetos de desenvolvimento da produção das áreas de Lula Alto, que deverá entrar em operação em janeiro de 2016, e Lula Central, previsto para março do mesmo ano.

Para que isso aconteça, os contratados, que vão operar os FPSOs afretados por 20 anos, deverão entregar a unidade de Lula Alto em até 31 meses após a assinatura da carta de intenção, e a de Lula Central em até 33 meses.

Com isso, a estatal prevê colocar em operação nada menos que 25 novas unidades até 2017, alcançando 38 UEPs em 2020 – o que sinaliza 13 unidades nos últimos três anos desta década. E os investimentos vão além das unidades de produção.

Vinte dias depois de divulgar seu PNG, a Petrobras aprovou a contratação de 23 embarcações de apoio, do tipo PSV 4500 e OSRV 750, que deverão ter 60% de conteúdo local e serão construídas no Brasil.

Em julho, a petroleira irá de novo ao mercado para contratar outras 24 embarcações de apoio marítimo, em mais uma rodada do Plano de Renovação da Frota de Embarcações de Apoio Marítimo, dentro da meta de contratar nos estaleiros em operação no país, até 2014, um total de 146 embarcações.

Química e Derivados, Plataforma P-52 opera no campo de Roncador
Plataforma P-52 opera no campo de Roncador

Gestão de poços – Com praticamente um terço dos recursos totais (US$ 75 bilhões) projetados para a construção de poços exploratórios e de desenvolvimento, a estatal partiu para mais um programa de gerenciamento dos seus recursos.

Deixando claro que esta área não pode ser um “poço sem fundo”, a equipe de José Formigli, diretor de Exploração e Produção da Petrobras, implementará o Programa de Redução de Custos de Poços (PRC-Poço).

De acordo com os dados apresentados pela diretoria da Petrobras, a construção de poços representa 32% dos investimentos do PNG 2013-2017 e mais de 50% do total projetado para a área de E&P, em razão do aumento da frota de sondas e recursos logísticos.

Para que se tenha uma ideia do que isso representa, basta ver a divisão dos US$ 147,5 bilhões de investimentos previstos para a área de E&P no país: enquanto infraestrutura e suporte devem consumir US$ 16,3 bilhões, US$ 106,9 bilhões serão alocados no desenvolvimento da produção e US$ 24,3 bilhões na exploração, atividades que vão consumir a quase totalidade dos recursos destinados aos poços.

Química e Derivados, Formigli: programa controlará custos de perfurações
Formigli: programa controlará custos de perfurações

“Em novembro, começamos a estruturar o PRC-Poço, integrado com os demais programas. Temos hoje 69 sondas trabalhando no país na construção e manutenção de poços, da margem equatorial até a costa de Santa Catarina. Para otimizarmos tudo isso, precisamos de um programa muito bem estruturado”, salientou Formigli.

Química e Derivados, Investimentos PNG 2013-2017 No novo plano já estariam incorporados o potencial de ganhos de US$ 1,4 bilhão decorrentes de um conjunto de 23 iniciativas que integram o PRC-Poço. Deste total, quatro ações têm como objetivo reduzir o custo unitário, diretamente com o mercado, ou seja, uma forte negociação, na qual a Petrobras vai fazer valer seu poder de compra. “Outras sete iniciativas foram priorizadas, com o intuito de otimizar o escopo de cada projeto: um dia de sonda representa mais de um milhão de dólares. Temos que fazer valer esse milhão”, acrescentou o diretor de E&P. Outras 12 iniciativas, que tampouco são detalhadas, estão sendo implantadas em busca de ganhos de produtividade.

Há dois anos, a previsão da Petrobras era perfurar em torno de mil poços até 2015. Hoje, a estatal não explicita mais o número de poços que prevê furar, muito menos nos campos offshore.

No ano passado, mais de US$ 6 bilhões foram gastos em atividades exploratórias, principalmente na perfuração de 137 poços, com uma média nacional de sucesso exploratório de 64% (bem acima dos 59% registrados em 2011 e 57%, em 2010).

Na área do pré-sal, onde a Petrobras vem obtendo os mais altos índices de sucesso do mercado internacional, a média alcançou 82% em 2012.

Do total de poços perfurados, 57 estão em bacias offshore (no mar), dos quais 38 foram perfurados na camada do pós-sal e 19 no pré-sal. Isso possibilitou à estatal comunicar 22 descobertas à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), onze delas no pré-sal (dez na Bacia de Santos e uma na de Campos, no prospecto Pão de Açúcar).

Abastecimento sob análise – A área de Abastecimento, que ficou com US$ 64,8 bilhões (27,4% do total a ser investido de 2003 a 2007, uma pequena redução em relação aos US$ 65,5 bilhões previstos anteriormente para refino, transporte e comercialização), é a que tem mais empreendimentos ainda em avaliação.

Dos 177 projetos que estão sendo analisados continuamente, e que, portanto, podem ser postergados dependendo dos resultados que sinalizarem ou da queda na curva S de realização (o mantra da nova direção), 73% são dessa área. O que equivale a 130 projetos, no valor estimado de US$ 21,6 bilhões.

Química e Derivados, Refino no Brasil: Produção de DerivadosO diretor de Abastecimento, José Carlos Cosenza, fez uma apresentação tão concisa quanto os recursos visuais de que dispunha para mostrar a evolução dos empreendimentos na sua área.

Dos projetos em implantação (em torno de 160), quase a metade diz respeito à ampliação do parque de refino, para o qual estão previstos US$ 19,4 bilhões.

Outros US$ 13,8 bilhões (equivalente a dois terços do que está sendo implantado) são de projetos de ampliação ainda sob avaliação da diretoria.

“A Refinaria Abreu e Lima (Rnest) e o primeiro trem (planta de refino completa) do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) são os dois principais projetos em implantação.

Já as refinarias Premium I (Maranhão), Premium II (Ceará) e trem 2 do Comperj estão ainda em fase de projeto e, portanto, sob avaliação.

A Rnest, prevista para iniciar operação em novembro do próximo ano, vai agregar, na primeira fase (trem 1), 115 mil bpd à capacidade de refino da estatal, e outros 115 mil bpd, em maio de 2015, quando o segundo trem for concluído.

Já o Comperj, de certo mesmo, deverá começar a processar 165 mil bpd em abril de 2015, com o término das obras do primeiro trem. Assim, um total de 330 mil bpd deverá ser adicionado ao atual parque de refino até 2015.

Química e Derivados, PNG 2013-2017: Curva de produção mantidaEsse volume representa apenas um quarto do volume total das refinarias que ainda estão no papel: 1,2 milhão de bpd, distribuídos igualmente pelas três refinarias – 300 mil para o trem 1 da Premium maranhense, prevista para outubro de 2017, o mesmo volume para a unidade similar a ser implantada no Ceará até dezembro do mesmo ano, assim como para o trem 2 do Comperj (janeiro de 2018) e o trem 2 da unidade do Maranhão (outubro de 2020).

“Todas as refinarias, em avaliação ou em construção, são igualmente importantes para a Petrobras”, reafirmou a presidente da petroleira, negando que alguma refinaria possa ser cancelada.

Segundo ela, esses empreendimentos serão necessários, de acordo com as projeções da Petrobras, para cobrir um déficit de quase um milhão de bpd em 2020, quando a demanda poderá chegar a 3.380 mil barris.

A empresa conta também com o incremento da capacidade instalada, uma vez que há um volume de US$ 9,2 bilhões sendo alocado na melhoria operacional das unidades em operação (e mais US$ 500 milhões em projetos em avaliação, com o mesmo objetivo).

Para tanto, estão em andamento projetos de adequação das carteiras de diesel e gasolina. Na área petroquímica, não foram esclarecidos quais são os projetos que estão em implantação (recebendo US$ 2,4 bilhões) e em avaliação (com recursos estimados em US$ 1,5 bilhão).

Na área de Gás e Energia, do total de US$ 9,9 bilhões estimados pelo PNG para 2013-2017, US$ 5,9 bilhões se referem a projetos em implantação, dos quais US$ 2,6 bilhões em plantas de gás-química.

Ou seja: na conversão de gás natural em fertilizantes e outros químicos, como é o caso da Unidade de Fertilizantes Nitrogenados (UFN) III, em Três Lagoas, no Mato Grosso do Sul.

Com capacidade para produzir 1,21 milhão de t/ano de ureia e 761 mil t/ano de amônia, será a maior unidade do tipo na América Latina, dobrando a produção nacional de ureia.

O restante dos recursos será distribuído em projetos em implantação nos segmentos de malhas (US$ 1,9 bilhão), energia elétrica (US$ 1,4 bilhão) e GNL (US$ 300 milhões).

Dos US$ 4 bilhões previstos para projetos ainda em avaliação, há outros US$ 2 bilhões direcionados para plantas gás-químicas, como a UFN-IV, no Espírito Santo, e a V, em Minas Gerais.

A segunda maior fatia, de US$ 1,4 bilhão, será direcionada para projetos na área de energia. Já a malha de gasodutos e plantas de regaseificação de GNL tem provisão de US$ 100 milhões e US$ 500 milhões, respectivamente, para o caso de os projetos serem efetivados. O futuro dirá.

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