A Pré-Sal Petróleo (PPSA) revisou sua estimativa para o pico de produção de petróleo no polígono do pré-sal de 2029 para 2030, quando devem ser produzidos cerca de 2,187 milhões de barris por dia. Com isso, o pico de óleo pertencente à união relativo aos contratos do pré-sal também passa para 2030, sendo, no cenário “mais provável”, de 543 mil barris por dia.
Esses barris da União são hoje leiloados uma vez por ano na B3, sendo o próximo certame no próximo 25 de junho, conforme já noticiado pelo Broadcast, sistema de notícias em tempo real do Grupo Estado. Nesse próximo processo serão 78 milhões de barris relativos a parcelas da produção de 2025 e 2026 pertencentes à União e geridas pela PPSA.
Declínio pós 2030
Segundo estimativas da PPSA para o período 2025-2034, em 2025 a produção do pré-sal deve ficar em 1,268 milhão bpd em 2025, crescendo continuamente até ultrapassar o patamar de 2 milhões bpd em 2029 e atingir o pico em 2030. Em seguida, essa produção começa a cair, para 2,071 milhões bpd em 2031, perdendo o patamar dos 2 milhões em 2033 e chegando a 1,991 milhões bpd em 2034, no último ano de previsões.
A PPSA destaca que, entre 2029 e 2034, os volumes previstos consideram fatias ainda sem declaração de comercialidade, o que cresce com o tempo até 283 mil barris nessa situação em 2034.
A nova curva é semelhante para o volume de óleo da União que, em 2034, vai perfazer 389 mil barris por dia no cenário mais provável, variando de 363 mil bpd e 407 mil bpd neste ano.
Revisões
No último estudo anual da empresa pública, do ano passado, esses picos de produção constavam em 2029, o que foi retardado em um ano devido a atrasos na entrada em produção de plataformas planejadas pelas operadoras e inflação da cadeia de suprimentos, o que as levaram a represar investimentos.
No estudo divulgado no ano passado, a PPSA previa um pico de óleo para a União em 2029 de 564 mil bpd, uma previsão que foi reajustada este ano para 435 mil bpd, com o pico um ano depois, em 2030, de 543 mil bpd. Nos quatro anos seguintes até 2034, a previsão dessa fatia da União foi aumentada em cerca de 30 mil bpd todos os anos.
Com relação ao aumento de custos, a PPSA aponta reajustes contratuais na construção e montagem dos FPSOs, elevação das taxas diárias das sondas e aumento geral de custos de investimento nos contratos de subsea.
Atrasos e inflação
“Houve atraso no início da operação de algumas plataformas, coisa de meses, mas que afetam (a produção), além da postergação de poços produtores, graças ao aumento de custos” disse a presidente da PPSA, Tabita Loureiro.
Ela citou especificamente os custos das novas fases de desenvolvimentos de projetos Sépia 2 e Atapu 2, a questão da inflação de linhas rígidas e contratos de sondas que também viram os preços dispararem nos últimos anos devido à maior demanda nacional, puxada pela Petrobras.
No campo de Sépia, na Bacia de Santos, a Petrobras é operadora com 55,3% do negócio, e TotalEnergies tem 16,9%, a Petronas tem 12,7%, a QatarEnergy tem 12,7%, e a Petrogal tem 2,4%. Já no campo de Atapu, também na Bacia de Santos, a operadora Petrobras tem 65,7% do negócio, a Shell tem 16,7%, a TotalEnergies tem 15%, a Petrogal tem 1,7%, e a PPSA (0,9%).
“É um mercado altamente demandante e, por isso, inflacionado, mas que segue tentando tirar os projetos do papel”, continuou Tabita.
