Petróleo & Energia (gás, refino e gasolina)

Petrobras – Produção volta a crescer, mas resultado anterior exige rever planejamento

Bia Teixeira
18 de maio de 2015
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    Contribuiu para esse desempenho o pré-sal, que ficou com uma média de 381 mil bpd no ano, tendo alcançado um recorde de produção diária em dezembro, de 713 mil barris. No refino, a produção total de derivados em 2014 foi de 2,170 milhões de bpd (2% acima de 2013), tendo como único destaque do ano a entrada em operação do primeiro trem da Rnest. A empresa conseguiu do governo autorização para reajuste de 5% no preço do diesel e de 3% no preço da gasolina em 7 de novembro de 2014.

    Química e Derivados, PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS .BRASIL E EXTERIOR (MIL BOE/DIA)

    PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS .BRASIL E EXTERIOR (MIL BOE/DIA)

    Exploração e produção – Os números relacionados às atividades prioritárias apontadas por Bendine – E&P – refletem sua importância, assim como a evolução que a estatal vem tendo nessas áreas. No ano passado, a estatal investiu um total de R$ 10,4 bilhões em exploração. A maior parte desse valor na perfuração de poços exploratórios (74, dos quais 37 em terra e 37 no mar), além de levantamentos sísmicos e aquisição de blocos. O índice médio de sucesso geológico foi de 70%, chegando a 87% nos 15 poços perfurados no pré-sal. O custo de descoberta por boe adicionado às reservas foi de US$ 2,69.

    São essas atividades que vem possibilitando encontrar novas reservas para agregar ao patrimônio da estatal. A Petrobras responde pela maior parte dos mais de 90 comunicados de descobertas ou indícios de hidrocarbonetos registrados na Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), das quais 54 foram no mar e, destas, dez foram consideradas de grande importância pela estatal.

    Cinco das descobertas marítimas ocorreram na bacia de Santos: uma em Florim e duas no Entorno de Iara, ambas nas áreas de cessão onerosa, uma no PAD (plano de avaliação de descobertas) Júpiter Apollonia (em parceria com a Petrogal, que detém 20%) e uma em Libra, sob regime de partilha. As outras cinco foram na bacia de Sergipe (em Moita Bonita 1 e Poço Verde 1) e do Espírito Santo (Tanganika, Pudim e Lontra).

    Cessão onerosa – Durante o ano a petroleira brasileira também fez a declaração de comercialidade das áreas remanescentes dos contratos de concessão onerosa, cujo prazo inicialmente previsto terminaria em 3 de setembro de 2014, para todas as áreas. Uma área é declarada comercial quando, a critério do concessionário, contém petróleo ou gás natural em condições que, a preços de mercado, tornem possível o retorno dos investimentos durante a fase de produção.

    Os bons resultados obtidos, como já eram esperados, levaram a operadora a antecipar duas delas: Sul de Tupi (atual Sul de Lula) e Franco (atual campo de Búzios), que tiveram comercialidade declarada em 19 de dezembro de 2013 (oito meses e meio antes do prazo final).

    Na declaração, a Petrobras afirma ter constatado na fase exploratória os volumes contratados na cessão onerosa para Franco (3,058 bilhões de boe) e Tupi Sul (128 milhões de boe), somando um total de 3,166 bilhões em potencial, dos quais apenas 720 milhões de boe (23% do total) foram incorporados às reservas provadas de 2013 – ficando 2,446 bilhões de boe para agregar mais adiante.

    Em 26 de junho do ano passado, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a contratação direta da estatal para produzir um volume excedente total de 9,8 bilhões a 15,2 bilhões de boe do campo de Búzios e de três áreas que ainda não tinham comercialidade declarada (Entorno de Iara, Florim e Nordeste de Tupi). Somente em Búzios, esse excedente é de 6,5 bilhões a 10 bilhões de boe.

    Menos de dois meses e meio depois, a estatal declarou comercialidade e renomeou as áreas de Sul de Guará (atual Sul de Sapinhoá), Nordeste de Tupi (Sépia) e Florim (Itapu), após ter constatado volume contratado de 1,214 bilhão de boe na fase exploratória.

    Também obteve adiamento para o Entorno de Iara, cuja comercialidade foi confirmada no dia 29 de dezembro, juntamente com a área de Iara, confirmando uma expectativa de 5 bilhões de boe para as duas áreas (sem explicitar quanto corresponderia à cessão onerosa).

    No entorno de Iara foram denominados nada menos que cinco campos: Atapu, Norte de Berbigão, Sul de Berbigão, Norte de Sururu e Sul de Sururu. Eles integram um conjunto de campos limítrofes com Berbigão, Sururu e Oeste de Atapu, da concessão BM-S-11, conhecida como Iara.

    O contrato de cessão onerosa é análogo ao de concessão, pois inclui um Programa de Exploração Obrigatório (PEO), 10% de royalties e 34% de imposto de renda, mas exclui bônus de assinatura, participação especial, PIS e Cofins.



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