RYSTAD APONTA QUE AMÉRICA DO SUL TERÁ DEMANDA DE ATÉ 36 NOVOS FPSOS ATÉ 2030

A América do Sul concentra a maior parcela da demanda global por FPSOs em número de unidades e representa a região tecnicamente mais desafiadora para esse tipo de projeto. O dado faz parte de uma recente análise publicada pela Rystad Energy.  O portfólio de 36 projetos até 2030 inclui unidades de capacidade ultraelevada, capazes de processar entre 180 mil e 250 mil barris por dia (bpd) de líquidos, com topsides que superam 40 mil toneladas — entre os mais pesados do mundo. No Brasil, os desenvolvimentos do pré-sal nos campos de Búzios, Mero e Iara operam em lâminas d’água entre 2.000 e 3.100 metros, exigindo sistemas de ancoragem avançados e capacidades de processamento em alta pressão.

“Essa complexidade técnica diferencia a América do Sul de outras regiões. O mercado de FPSOs na África Ocidental tende a unidades com capacidade entre 100 mil e 150 mil bpd, em águas mais rasas e com menores exigências de processamento de gás, enquanto o Sudeste Asiático prioriza desenvolvimentos de gás-condensado em vez de produção de óleo de alta capacidade”, avaliam Thais Vachala (foto principal) e Bhoomi Shah (foto abaixo, à direita), pesquisadoras de cadeia de suprimento da Rystad.

Segundo as especialistas, a evolução da política de conteúdo local no Brasil traz considerações adicionais para a execução dos projetos. Enquanto a Lei 15.075/2024 permitiu a transferência de excedentes e o Decreto 12.362/2025 ofereceu incentivos de royalties para projetos da Rodada Zero, a Petrobrás tem solicitado cada vez mais requisitos de construção local mesmo para projetos sem obrigação contratual. Albacora (P-88) e Marlim Sul/Leste (P-86), ambos ativos da Rodada Zero, agora enfrentam expectativas de conteúdo local apesar de não terem mandatos formais. Essa abordagem busca sustentar a capacidade de fabricação no Brasil e apoiar a possibilidade de ampliar o conteúdo local em projetos mais complexos, mas também adiciona incertezas de custo e cronograma.

“O segmento de unidades de produção atingiu 19% frente a exigências entre 25% e 40%, evidenciando desafios contínuos. O mecanismo de transferência oferece flexibilidade — projetos que superam as metas podem compensar aqueles que ficam abaixo —, mas a implementação segue complexa. Nos próximos projetos — incluindo P-81 e P-87 (SEAP 1 e 2) e P-91 (Búzios 12) — as negociações de conteúdo local influenciarão a seleção de contratadas e as estratégias de execução”, ressaltaram.

Olhando adiante, são esperadas 15 novas contratações até 2030, embora o tamanho médio das unidades deva diminuir em relação ao ciclo de unidades ultraelevadas entre 2021 e 2024. Projetos futuros da Petrobras podem se concentrar em capacidades entre 150 mil e 180 mil bpd, em vez de 225 mil bpd. O portfólio a ser contratado — incluindo P-86, P-88, P-91, Mero 5, revitalização de Tupi, Neon e Barracuda-Caratinga — apresenta perfis técnicos diversos, refletindo condições de mercado em evolução.

“Além dos desafios macroeconômicos, os prazos de entrega de equipamentos como turbinas a gás e compressores se estenderam de 12 para 60 meses, forçando operadoras a antecipar aquisições de itens críticos antes das FIDs. Apesar dos obstáculos, a base de recursos da América do Sul, o compromisso das operadoras e a capacidade das contratadas garantem a liderança global da região em FPSOs até o fim da década”, concluíram Thais e Bhoomi.

GUIANA E SURINAME

A Rystad considera que a execução de Stabroek pela ExxonMobil oferece estabilidade regional, mantendo aproximadamente uma contratação de FPSO por ano. Hammerhead dá continuidade ao ritmo estabelecido pelas unidades já contratadas One Guyana, Errea Wittu e Jaguar. O portfólio de Longtail, Haimara, Bluefin e Fangtooth até 2030 garante atividade sustentada, com o projeto Longtail previsto para ser contratado este ano, a um custo estimado de US$ 2,5 bilhões. Esse ritmo consistente proporciona visibilidade plurianual às contratadas e apoia o planejamento dos estaleiros.

Além disso, o FPSO Krabdagu, da TotalEnergies, marca a entrada do Suriname no segmento de FPSOs, com o campo Gran Morgu exigindo 50 mil toneladas de complexidade de topsides, comparável ao pré-sal brasileiro. A lâmina d’água entre 600 e 800 metros e a necessidade de processamento de 500 milhões de pés cúbicos de gás por dia posicionam o projeto como análogo técnico aos desenvolvimentos no Brasil. A decisão final de investimento (FID) da Navitas Petroleum, de Israel, para o redesenvolvimento do Aoka Mizu demonstra a ativação de um mercado de fronteira nas Ilhas Falkland, embora a abordagem de conversão reflita uma escala de campo menor em comparação aos megaprojetos do Brasil e da Guiana.