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Desafios do descomissionamento de projetos na indústria de petróleo offshore

In petróleo on 01/11/2017 at 16:14

Por Marcelo Colomer e Edmar Almeida

Até recentemente, pouca importância vinha sendo dada aos custos associados à atividade de descomissionamento na indústria de petróleo. O reduzido número de projetos offshore em águas profundas descontinuados até 2016 e o menor custos de desmobilização das infraestruturas onshore explicam o diminuto espaço dado ao planejamento das atividades de descomissionamento nos planos de negócios das principais empresas petrolíferas.

Essa situação, contudo, vem se alterando nos últimos anos. O crescimento do número de projetos de descomissionamento no Golfo do México e no Mar do Norte vem chamando a atenção do setor petrolífero para o impacto econômico de tais atividades. Segundo a IHS (IHS, 2016), atualmente se descomissiona no mundo cerca de 120 projetos offshore por ano. Nos próximos 5 anos, estima-se que serão desmobilizados cerca de 600 projetos. Nesse contexto, o planejamento das atividades de desmobilização das infraestruturas de produção vem se tornando cada vez mais uma prioridade comercial para os operadores offshore.

Segundo a ANP (ANP, 2015), define-se como descomissionamento de projetos offshore o conjunto de ações legais, técnicas e procedimentos de engenharia aplicados de forma integrada a um duto ou sistema submarino, visando assegurar que sua desativação ou retirada de operação atenda às condições de segurança, preservação do meio ambiente, confiabilidade e rastreabilidade de informações e de documentos. De forma semelhante, a IHS (IHS, 2016) entende que o descomissionamento consiste em descontinuar as operações de produção de um projeto específico ou de uma área em bases permanentes e, dependendo do caso, transferir, remover ou dispor toda e qualquer estrutura de produção, movimentação e escoamento conectada a essas operações.

Em 2015, as atividades de descomissionamento custaram para os agentes do setor petrolífero cerca de US$ 2,4 bilhões. Em 2040, a IHS estima que estes custos devam subir para 13 bilhões por ano, o que representa um aumento de 540% em relação a 2015 (IHS, 2016). O aumento dos custos associados ao descomissionamento nos próximos anos estão associados, principalmente, ao incremento da atividade de desmobilização das infraestruturas offshore de produção no Mar do Norte e à maior complexidade dos projetos a serem descomissionados. Assim, embora o Golfo do México seja a região com maior número de plataformas descomissionadas até o presente, estima-se que a Europa irá absorver, nos próximos cinco anos, 50% dos investimentos em descomissionamento [1] (IHS, 2016).

A complexidade do ambiente exploratório e a diversidade regulatória fazem da atividade de descomissionamento no Mar do Norte um grande desafio para as empresas que operam na região e uma importante fonte de aprendizado para os operadores brasileiros. O BCG (BCG, 2017) estima que existam 500 estruturas fixas, 500 unidades submarinas de produção e 10.000 poços para serem descontinuados no Mar do Norte. O custo de descomissionamento de toda essa infraestrutura é calculado em 100 bilhões de dólares. Só no Reino Unido, estima-se que até 2050 sejam gastos com a atividade de descomissionamento cerca de 59 Bn de dólares (BCG, 2017).

Segundo a Oil&Gas UK (Oil&Gas UK, 2017), estima-se que entre 2016 e 2025 serão descomissionados no Reino Unido e na Noruega 186 projetos. Isso representa o abandono de 1.832 poços, a remoção de 109 plataformas, o deslocamento de 652 mil toneladas de equipamentos topside, a remoção de 316 mil toneladas de subestruturas, o descomissionamento de 64 mil toneladas de equipamentos submarinos e a desmobilização de 7,5 mil quilômetros de dutos.

O aumento do número e da complexidade dos projetos de descomissionamento traz consigo um elevado desafio para os órgãos de regulação. Tradicionalmente, a regulação da atividade de descomissionamento exigia a retirada completa das infraestruturas de produção e transporte de petróleo e gás natural, dando-lhes destinação adequada e recuperando ambientalmente as áreas onde estas estruturas estavam localizadas. No entanto, o desenvolvimento tecnológico recente vem trazendo novas alternativas à remoção completa das infraestruturas de produção e transporte.

Estudos recentes mostram que as estruturas offshore das plataformas de produção funcionam como recifes artificiais contribuindo para o aumento da diversidade biológica e da biomassa marinha nas regiões no seu entorno. Nesse sentido, argumenta-se hoje em dia que a retirada completa dessas estruturas, ao invés de trazer benefícios ambientais para região têm um impacto negativo sobre a biodiversidade e sobre outras atividades comerciais como a pesca e o turismo, por exemplo. Dentro desse contexto, os agentes de regulação têm, gradativamente, revisado sua visão sobre as melhores práticas de descomissionamento a serem aplicadas.

Claisse et al. (2015) reconhece que o processo de descomissionamento de plataformas de petróleo e gás natural em ambientes marinhos é complexo e deve levar em conta diversos critérios relacionados aos interesses de diversos agentes. Nesse sentido, a análise comparativa dos efeitos da remoção parcial sobre a biodiversidade marinha deve contribuir para a tomada de decisão do órgão regulador como mais uma variável a ser considerada no cálculo dos efeitos socioambientais líquidos das diferentes alternativas de descomissionamento.

Em outros termos, as atividades de descomissionamento offshore afetam e envolvem diversos agentes sendo politicamente muito sensível. Ademais, o elevado número de órgãos governamentais envolvidos no processo regulatório do descomissionamento (regulador setorial, órgãos ambientais, marinha, autoridade tributária entre outros) coloca como desafio o estabelecimento de um arcabouço regulatório convergente e que permita ao mesmo tempo reduzir os diversos riscos e custos associados as atividades de descomissionamento.

O descomissionamento no Brasil representa um desafio tecnológico e econômico particular uma vez que os custos aumentam em função da profundidade dos projetos (Martins, 2015). O perfil brasileiro de plataformas é caracterizado por estruturas complexas, com maior participação de projetos em águas profundas e ultraprofundas. Atualmente, existem 160 instalações de produção offshore no país, além de 27 sondas de perfuração marítima e 20 novas unidades de produção programadas para entrar em operação até 2020. Desse total, 45% das unidades de produção tem mais de 25 anos de operação e outro 19% das instalações tem entre 15 e 25 anos de operação o que equivale a 64%% de todas as instalações existentes no país (Petrobras, 2016; ANP, 2017). Desta forma, existe a expectativa do descomissionamento de vários projetos de E&P nos próximos anos, principalmente, nas bacias de Campos e Potiguar (Souza e Caprasse, 2017).

A Petrobras é operadora a maioria das plataformas a serem descomissionadas em um horizonte próximo. Em 2016, a empresa tinha os seguintes projetos em fase de planejamento e autorizações junto ao IBAMA e ANP: Campo de Cação com plataformas fixas (PCA-1, PCA-2, PCA-3); P-07 – Semisubmersível; P-12 – Semisubmersível; P-15 – Semisubmersível; e P-33 -FPSO.

Em setembro de 2017, em evento realizado pelo Instituto Brasileiro do Petróleo, verificou-se que, no Brasil, assim como no resto do mundo, existem ainda elevadas incertezas regulatória sobre o descomissionamento (IBP, 2017). A atividade de descomissionamento de plataformas offshore é algo recente na indústria brasileira de petróleo. A regulação dessa atividade ainda se encontra em processo de desenvolvimento e atualização. Este fato traz uma grande incerteza econômica para os custos de descomissionamento no Brasil.

A regulação dessa atividade envolve a ANP, os órgãos ambientais (IBAMA no caso de estrutura offshore), a Marinha do Brasil e a Receita Federal [2]. Existem resoluções da ANP que apontam as obrigações das operadoras no processo de descomissionamento de projetos offshore. Estas remetem vários aspectos importantes do descomissionamento, à regulação do IBAMA e da Marinha, que ainda não possuem regulamentos técnicos suficientemente abrangentes e detalhados para o assunto. Desse modo, a regulação brasileira aponta claramente o que deve ser feito para se descomissionar um projeto offshore, mas deixa muitas lacunas sobre quais são as melhores práticas e como este descomissionamento pode ser feito.

É fundamental a redução dos riscos regulatórios concernente ao descomissionamento no Brasil. Estes riscos resultam em boa medida da falta de experiência do segmento offshore no país com a atividade de descomissionamento. Neste sentido, é necessária uma mobilização das empresas e das autoridades energéticas e ambientais para, de forma colaborativa, avaliar e identificar as principais questões que geram incerteza no processo, visando um aprimoramento do arcabouço regulatório setorial, bem como das estratégias de descomissionamento, de acordo com as melhores práticas internacionais.

A análise da experiência internacional mostra que o arcabouço regulatório e as práticas de descomissionamento vem evoluindo nos últimos anos, à medida que projetos de maior complexidade tecnológica vem sendo descomissionados. Neste sentido, o esforço de aprimoramento da regulação e práticas de descomissionamento no Brasil não trata de apenas transladar a experiência internacional. Como esta encontra-se em processo de evolução, é necessário que o Brasil busque incorporar os avanços da experiência internacional, mas também crie sua própria dinâmica de aprendizado buscando um aprimoramento contínuo das normas e práticas de descomissionamento.

Neste sentido, as mudanças regulatórias devem avançar em três frentes, a saber: i) maior flexibilidade, ii) abordagem holística da avaliação de impactos; iii) e adoção de um planejamento integrado das atividades de descomissionamento.

A flexibilização das abordagens técnicas e ambientais do descomissionamento é fundamental para permitir a avaliação de todas as alternativas de descomissionamento. Cada opção apresenta custos e benefícios. Somente uma análise criteriosa de cada opção pode determinar aquela mais adequada para o contexto de cada projeto. Ressalte-se que esta flexibilização não representa uma redução de exigências ambientais. Caberá à operadora, estudar e avaliar as diferentes opções de descomissionamento para demonstrar que a opção escolhida também minimiza os impactos ambientais e sociais.

A flexibilização de prazos pode ser um instrumento importante do planejamento das atividades de descomissionamento e organização do mercado de bens e serviços. Como mencionado anteriormente, é necessário organizar este mercado, sinalizando claramente a demanda futura para viabilizar o investimento numa capacidade nacional de suprimento de bens e serviços para o descomissionamento.

Outra direção importante para aprimoramentos da regulação e prática de descomissionamento, é a adoção de uma metodologia de avaliação das opções de descomissionamento que permita uma análise abrangente dos impactos de cada opção de descomissionamento. A avaliação dos impactos ambientais deve ser integrada, considerar os diversos ambientes afetados, bem como os resultados ambientais de todo o ciclo de vida do descomissionamento (retirada dos equipamentos, lavagem, picotamento, transporte até o destino final para reciclagem), inclusive os efeitos sobre emissões de gases de efeito estufa de cada opção, além do consumo de água, de forma a determinar o impacto ambiental líquido. Estes impactos devem ser cotejados com os custos econômicos e sociais para cada opção. Existem metodologias de análise multicritério consolidadas que podem ser adotadas para este fim.

A abordagem metodológica representa uma linguagem comum que deve ser aceita e reconhecida pelos stakeholders. A construção de uma convergência de visões sobre o que é aceitável ou não na atividade de descomissionamento requer necessariamente que a metodologia de comparação das opções de descomissionamento tenha reconhecimento e legitimidade entre os participantes do debate.

Por fim, vale ressaltar ainda que a redução dos riscos do descomissionamento não depende apenas das autoridades regulatórias. As próprias empresas operadoras podem ter papel importante neste processo. Como um dos fatores importantes por detrás do atual nível de incerteza é o desconhecimento dos impactos ambientais das alternativas de desconhecimento, as empresas podem contribuir para a redução do risco através de investimentos em estudos de avaliação do risco. Inclusive é possível utilizar recursos da cláusula de P&D realização destes estudos em colaboração com universidades e centros de pesquisa.

Outra forma estratégica para a redução das incertezas regulatórias é a elaboração de guias com melhores práticas de descomissionamento e monitoramento, através da colaboração entre indústria e órgãos reguladores, à luz do que já foi feito para o caso do abandono de poços. Ressalte-se que muitos operadores presentes no Brasil estão envolvidos em atividades de descomissionamento em outros países e podem contribuir para a definição de melhores práticas nas atividades de descomissionamento. A troca de experiências pode ser um instrumento poderoso para se atingir uma convergência das abordagens sobre descomissionamento entre as diferentes instituições e empresas envolvidas.

Bibliografia:

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GOMES Eduardo (2017). Decommissioning of Offshore Production Systems. Apresentação PPT. Seminário IBP – “Regulação do Descomissionamento e seus Impactos para a Competitividade do Upstream no Brasil”. Rio de Janeiro.

IHS Markit. (29 de Novembro de 2016). Decommissioning of Aging Offshore Oil and Gas Facilities Increasing Significantly, with Annual Spending Rising to $13 Billion by 2040, IHS Markit Says.Fonte: IHS: http://news.ihsmarkit.com/press-release/energy-power-media/decommissioning-aging-offshore-oil-and-gas-facilities-increasing-si;

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Notas:

[1]Vale ressaltar as diferenças no perfil dos projetos no Mar do Norte e a região do Golfo do México. Esta última é caracterizada por um grande número de estruturas de produção em águas rasas enquanto na região do Mar do Nortehá o predomínio das estruturas de em águas profundas e ultraprofundas.

[2] Estes são os principais órgãos governamentais envolvidos. Mas existem outras instituições que também têm um papel na atividade de descomissionamento, tais como o TCU, o Ministério do Trabalho, os órgãos ambientais estaduais e a Comissão Nacional de Energia Nuclear – CNEN

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