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Según lo que ha informado PetróleoHoy, Petrobras puede cambiar su actual Plan de Negocios e instalar el FPSO P-71 en el campo de Itapu. Actualmente, el buque plataforma P-71 está previsto por la estatal para ser instalado en el campo de Lula. Petrobras interrumpe la producción de petróleo en seis plataformas de la Cuenca de Campos, en RJ.
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De acuerdo con información del Tribunal de Cuentas de la Unión, Petrobras tuvo la intención de utilizar el FPSO P-71 en el proyecto de cesión onerosa, pero con el fin de maximizar las ganancias, la petrolera decidió retractarse.
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Destinar la P-71 a Itapu retrasará en siete meses el primer petróleo del FPSO y reducirá en US$ 173,2 millones el Valor Presente Líquido (VPL) previsto para el emprendimiento.
De acuerdo con el PN 2020-24 de Petrobras, el primer petróleo de Lula FR e Itapu está previsto para 2022 y 2024, respectivamente. El año de inicio de producción de Itapu ya ha sido modificado al menos cuatro veces: de 2021, según el PN 2017-21, a 2022, 2023 y 2024, en los planes siguientes.
Historial de Asignación del FPSO P-71 Petrobras
Desde noviembre de 2010, Petrobras ha estado estudiando diversas alternativas de asignación del FPSO P-71 en función de las estrategias asumidas para la ejecución de los proyectos del Polo Pre-sal de la Cuenca de Santos, a continuación se presenta todo el enredo complicado:
- 2010: asignada al proyecto Iara Horst (actual Sururu) ubicado en el consorcio BM-S-11, con primer petróleo en Jun/2016;
- 2011: surgimiento del Plan B y desplazamiento de la P-71 al proyecto de Carioca (Lapa), ubicado en el BM-S-9, con primer petróleo en Ago/2017;
- 2012: surgimiento del Plan Z y desplazamiento de la P-71 al proyecto Iara NW (actual Berbigão) ubicado mayoritariamente en el consorcio BM-S-11, con primer petróleo en Jun/2017;
- 2013: surgimiento del Plan Alfa, manteniendo la P-71 en el proyecto Iara NW, con primer petróleo en mar/2018;
- 2014: surgimiento del Plan Beta (PNG 15-19), manteniendo la P-71 en el proyecto Iara NW que pasa a llamarse Berbigão, con primer petróleo en Abr/2019;
- 2015: Surgimiento del Plan Liquidez y desplazamiento de la P-71 al proyecto Atapu 2, con primer petróleo en 2022. Posteriormente, se retrasó el primer petróleo para 2025;
- 2016: en el PNG 17-21, la unidad P-71 se mantiene en Atapu 2 con primer petróleo en Mar/2025;
- 2017: en el PNG 18-22, la P-71 se asigna al proyecto de Aumento del Factor de Recuperación de Lula, con marco de primer petróleo en jun/2021;
- 2018: en la propuesta del PNG 19-23, aún no aprobada, la P-71 se mantiene en el Proyecto de Aumento del FR de Lula, con marco de primer petróleo previsto para Jul/2021
Se han tenido que hacer muchos cambios de aplazamientos, desde que su contrato original con Engevix fue cancelado en 2016. Debido a esto, se formó un grupo de trabajo para analizar y proponer la destinación más adecuada para la P-71, ya que el FPSO tenía solo un 45,6% completado y contaba con equipos críticos y el servicio de integración en el Astillero Jurong Aracruz (ES), contratados.
Se llegó a la conclusión en 2017 de que interrumpir la construcción del FPSO P-71 provocaría grandes impactos económicos para el TUPI-BV (consorcio formado por PNBV, BG Group y Galp Energia), además de los enormes perjuicios del no aprovechamiento de US$ 820 millones referentes a las inversiones realizadas y el costo adicional de la rescisión del contrato con Jurong, entre US$ 118 millones (si amigable) y US$ 246 millones (si litigiosa).
Tras todo el análisis se concluyó continuar con la construcción del FPSO, donde Petrobras aprobó la contratación de servicios de ingeniería, suministro y fabricación de un casco para la P-71 junto a Yantai CIMC Raffles Offshore, en China.
En mayo de 2019, la barcaza Locar V naufragó parcialmente mientras transportaba dos módulos de generación de energía de la P-71 (recuerda el caso haciendo clic aquí). Para reemplazar los equipos, Petrobras cerró contrato con Siemens.
El astillero Jurong actualmente es responsable de las obras de integración del FPSO P-71. A pesar de no estar conformado por Petrobras, se prevé que la finalización de la obra será a finales del próximo año.
De acuerdo con Petrobras “Eventuales impactos de la pandemia mundial del COVID-19 aún están siendo evaluados”, complementó Petrobras.
por – PetróleoHoy
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