Presidente do EAS vê avanços na previsibilidade de demanda, mas ainda identifica insegurança jurídica quanto a questões tributárias para desmantelamento na costa brasileira.
A presidente do Estaleiro Atlântico Sul (EAS), Nicole Terpins, afirmou, na última segunda-feira (25), que ainda existem incertezas em relação à demanda para serviços de desmantelamento de plataformas em instalações nacionais. Ela disse que o planejamento da Petrobras para os próximos cinco anos ajudou a dar previsibilidade do que deve acontecer nesse período, mas permanecem questões sobre quando e como será feito. O planejamento 2021-2025 da Petrobras prevê gastos de US$ 4,6 bilhões em atividades de descomissionamento, envolvendo 18 unidades e 1.000 quilômetros de risers. Desse universo, 56% dos ativos estão na Bacia de Campos, 20% no Norte e Nordeste e outros 17% no Espírito Santo.
O EAS considera positiva a aprovação e análise de novos planos de descomissionamento de instalação (PDIs) pela ANP, porém persiste incerteza sobre quando essa demanda se materializará, o que dificulta a realização de investimentos pela indústria nacional. “Temos investido para preparar o estaleiro, mas ainda não com o vigor que gostaríamos e que não seria possível se tivéssemos visibilidade ainda melhor em relação a essa demanda”, avaliou Nicole durante o webinar Descomissionamento offshore no Brasil: Oportunidades, desafios e soluções, promovido pela Fundação Getúlio Vargas (FGV).
Na ocasião, ela explicou que, se as plataformas fixas não forem agrupadas, haverá competitividade por conta do alto custo de descomissionamento, que acaba encarecendo o projeto como um todo e retirando competitividade das empresas que trabalham na parte offshore e na onshore, como os estaleiros. “A indústria nacional está bem posicionada para desmantelar no Brasil. Não vemos motivos para que estruturas não sejam trazidas para o estaleiro”, afirmou Nicole.
A presidente do EAS salientou que, para FPSOs, existem questões gerando insegurança relacionadas ao tratamento tributário pelas autoridades fiscais. A maior parte das plataformas entrou pelo regime especial do Repetro, que estabelece o tratamento específico de baixa, por meio da destruição do bem. “Ainda temos visto que há certa preferência dos operadores por desmantelar lá fora. Uma frustração grande porque os FPSOs são a coqueluche desse mercado”, analisou. Ela observa oportunidades para remoção do coral-sol e tratamento dos resíduos radioativos (NORM’s).
O gerente de descomissionamento da Petrobras, Eduardo Zacaron, disse que grande parte das atividades de descomissionamento já são feitas ao longo da vida do campo de produção. Ele acredita que a cadeia de fornecedores do país já está estruturada para atender grande parte dos serviços, desde a limpeza de tanques, de linhas e de sistemas submarinos a reforços estruturais e tamponamento de poços. “Há diversas atividades que certamente conhecemos tecnicamente muito bem e o mercado está tecnicamente capaz de fornecer serviços”, afirmou, durante o webinar.
Segundo Zacaron, atividades de desativação e tamponamento de poços são muito dominadas pela indústria no Brasil e possuem regulação específica. Já as atividades mais complexas, segundo o gerente de descomissionamento, estão relacionadas à destinação de plataformas fixas e flutuantes. Ele acrescentou que o portfólio da Petrobras hoje está focado para águas ultraprofundas e que a companhia busca oportunidades de reaproveitamento dos ativos maduros de produção. Na avaliação da Petrobras, a extensão de produção e a redução de custos de projetos abrem um mercado promissor e atrativo para players interessados na venda de plataformas. Zacaron apontou a necessidade de a indústria ir em busca de mais segurança jurídica para trazer as unidades para o desmantelamento na costa brasileira.
O diretor executivo de relacionamento institucional e sustentabilidade da Petrobras, Roberto Ardenghy, disse que a indústria chegou num momento de maturidade para o desmantelamento de unidades offshore, bem como ocorreu no Mar do Norte e em outros mercados. Das 18 plataformas da Petrobras com previsão de descomissionamento até 2025, 10 estão associadas a projetos de revitalização de campos e extensão da vida útil dos projetos. A Petrobras entende que há necessidade de avaliação do descomissionamento caso a caso, com cada projeto seguindo uma lógica ambiental própria. Ardenghy defendeu que os órgãos ambientais precisam analisar vantagens e desvantagens da remoção. “Muitas vezes a não remoção de sistemas submarinos ainda é a melhor alternativa, inclusive do ponto de vista ambiental”, disse Ardenghy durante o webinar.
O diretor-geral da ANP, Rodolfo Saboia, lembrou que a maior parte desses recursos irá para as bacias de Campos e Santos, mas haverá também oportunidades em praticamente todas as regiões do país, como destaque para as bacias Potiguar, Sergipe-Alagoas, Solimões e Amazonas. “Há toda uma indústria voltada para essa atividade, desde o projeto preliminar de engenharia até os estaleiros, com a geração de emprego e renda ao longo de toda essa cadeia”, afirmou Saboia. O superintendente de segurança operacional e meio ambiente da ANP, Raphael Moura, ressaltou que as oportunidades estão em todas as etapas do ciclo de vida das instalações. No mundo, existem gastos previstos da ordem de US$ 85 bilhões em descomissionamento nesta década. No Brasil, esta indústria deverá movimentar R$ 28 bilhões até 2025, entre arrasamento e abandono de poços, recuperação de áreas e retirada de equipamentos.
O webinar marcou o lançamento do Caderno Descomissionamento Offshore no Brasil – Oportunidades, Desafios & Soluções. A publicação foi organizada pela FGV e pela ANP, com participação da academia, reguladores e empresas, como a Coppe/UFRJ, CNEN, Petrobras, Shell, ABPIP, Abespetro e o Estaleiro Atlântico Sul. O documento traz um diagnóstico sobre a atividade de descomissionamento no Brasil, por meio das perspectivas de diferentes atores, e tem por finalidade abordar oportunidades, desafios e soluções, assim como esclarecer a sociedade sobre as possibilidades dessa atividade no país.
