Rumo do FPSO P-71 ainda não foi definido pela Petrobras

Segundo apurado pelo PetróleoHoje a Petrobras pode mudar seu atual Plano de Negócios e instalar o FPSO P-71 no campo de Itapu. Atualmente o navio plataforma P-71 está previsto pela estatal para ser instalada no campo de Lula. Petrobras interrompe produção de petróleo em seis plataformas da Bacia de Campos, no RJ.

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De acordo com informações do Tribunal de Contas da União, a Petrobras teve intenção de utilizar o FPSO P-71 no projeto da cessão onerosa, porém visando em maximizar os lucros, a petroleira decidiu voltar atrás.

Alocar a  P-71 para Itapu vai retardar em sete meses o primeiro óleo do FPSO além de reduzir em US$ 173,2 milhões, do Valor Presente Líquido (VPL) previsto para o empreendimento.

De acordo com o PN 2020-24 da Petrobras, o primeiro óleo de Lula FR e Itapu está previsto para 2022 e 2024, respectivamente. O ano início de produção de Itapu já foi alterado ao menos quatro vezes: de 2021, conforme o PN 2017-21, para 2022, 2023 e 2024, nos planos seguintes.

Histórico de alocação do FPSO P-71 Petrobras

Desde novembro de 2010, a Petrobras vem estudando diversas alternativas de alocação do FPSO P-71 em função das estratégias assumidas para execução dos projetos do Polo Pré-sal da Bacia de Santos, acompanhe a seguir todo enredo conturbado:

• 2010: alocada ao projeto Iara Horst (atual Sururu) localizado no consórcio BM-S-11, com primeiro óleo em Jun/2016;
• 2011: surgimento do Plano B e deslocamento da P-71 para o projeto de Carioca (Lapa) , localizado no BM-S-9, com primeiro óleo em Ago/2017;
• 2012: surgimento do Plano Z e deslocamento da P-71 para o projeto Iara NW (atual Berbigão) localizado majoritariamente no consórcio BM-S-11, com primeiro óleo em Jun/2017;
• 2013: surgimento do Plano Alfa, mantendo a P-71 no projeto Iara NW, com primeiro óleo em mar/2018;
• 2014: surgimento do Plano Beta (PNG 15-19) , mantendo a P-71 no projeto Iara NW que passa a se chamar Berbigão, com primeiro óleo e Abr/2019;
• 2015: Surgimento do Plano Liquidez e deslocamento da P-71 para o projeto Atapu 2, com primeiro óleo em 2022. Posteriormente, postergou-se o primeiro óleo para 2025;
• 2016: no PNG 17-21, a unidade P-71 é mantida em Atapu 2 com primeiro óleo em Mar/2025;
• 2017: no PNG18-22, a P-71 é alocada ao projeto de Aumento do Fator de Recuperação de Lula, com marco de primeiro óleo em jun/2021;
• 2018: na proposta do PNG 19-23, ainda não aprovada, a P-71 é mantida no Projeto de Aumento do FR de Lula, com marco de primeiro óleo previsto para Jul/2021

Muitas mudanças de adiamentos tiveram que ser feitas, desde que seu contrato original com a Engevix  foi cancelado em 2016. Devido a isso um grupo de trabalho foi construído para analisar e propor a destinação mais adequada à P-71, uma vez que o FPSO tinha apenas 45,6% concluído e estava com equipamentos críticos e o serviço integração, no Estaleiro Jurong Aracruz (ES), contratados.

Chegou-se a conclusão em 2017 que interromper a construção do FPSO P-71 provocaria grandes impactos econômicos para o TUPI-BV (consórcio formado por PNBV, BG Group e Galp Energia), além dos enormes prejuízos do não aproveitamento de US$ 820 milhões referentes aos investimentos realizados e custo adicional da rescisão do contrato com a Jurong, entre US$ 118 milhões (se amigável) e US$ 246 milhões (se litigiosa).

Após toda a análise concluiu-se em continuar a construção do FPSO, onde a Petrobras aprovou a contratação de serviços de engenharia, suprimento e fabricação de um casco para a P-71 junto à Yantai CIMC Raffles Offshore, na China.

Em maio de 2019, a balsa Locar V naufragou parcialmente enquanto transportava dois módulos de geração de energia da P-71 (relembre o caso clicando aqui). Para substituir os equipamentos, a Petrobras fechou contrato com a Siemens.

O estaleiro Jurong atualmente está responsável pelas obras integração do FPSO P-71. Apesar de não conformado pela Petrobras, a previsão de conclusão da obra será no final do ano que vem.

De acordo com a Petrobras “Eventuais impactos da pandemia mundial do COVID 19 ainda estão sendo avaliados”, complementou a Petrobras.

por – PetróleoHoje