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ANP participa de missão do governo sobre hidrogênio, no Reino Unido
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) participou, de 26 de fevereiro a 1° de março, de missão diplomática do governo brasileiro ao Reino Unido voltada para a indústria de hidrogênio de baixo carbono. O objetivo foi conhecer a experiência do Reino Unido no setor de hidrogênio, por meio de reuniões técnicas com representantes dos vários departamentos do governo britânico, especialistas e visitas técnicas a centros de pesquisa e inovação.
O Chefe do Centro de Pesquisas e Análises Tecnológicas (CPT) da ANP, Alex Medeiros, integrou a delegação brasileira, formada por representantes de órgãos e entidades que participam da elaboração de políticas públicas sobre hidrogênio no Brasil, como o Ministério de Minas e Energia (MME), Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação (MCTI), Ministério da Fazenda, Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Inmetro e Ministério da Integração Nacional, entre outros.
Os membros da delegação fizeram visitas técnicas que incluíram o complexo industrial Tees Valley, na região de Teesside, um dos maiores projetos de descarbonização industrial do Reino Unido. O complexo engloba, em suas instalações, diversos projetos direcionados à produção de hidrogênio de baixo carbono, em CCUS (captura, utilização e armazenamento de carbono) e na produção de SAF (combustível sustentável de aviação). Também participaram de reuniões na Universidade de Teesside.
A missão esteve na ITM Power, em Sheffield, uma das maiores fábricas de eletrolisadores para a produção de hidrogênio de baixo carbono da Europa. Houve visita à Universidade de Scheffield no TERC (Translational Energy Research Center) um dos centros mais avançados em transição energética em escala piloto do Reino Unido, com pesquisas de ponta no uso de hidrogênio de baixo carbono, tecnologias de CCUS, uso de biomassa, produção de SAF e transporte de CO2 e Hidrogênio.
A delegação participou de reunião na sede do Banco do Brasil em Londres, na qual foram apresentadas a estratégia de hidrogênio de baixo carbono e CCUS do Reino Unido, além de projetos de produção de hidrogênio de baixo carbono associados a eólicas offshore no Reino Unido. Em seguida, se reuniu com os membros do DESNZ (Ministério de Segurança Energética e Net Zero) para discutir estratégias britânicas e brasileiras com respeito a hidrogênio, com apresentações dos países e debates.
O Brasil e o Reino Unido formalizaram, em 3/12/2023, durante a COP 28, acordo bilateral para o desenvolvimento e geração de energia limpa e renovável: o Hub de Hidrogênio Brasil-Reino Unido, que visa apoiar o Brasil na implementação do Programa Nacional de Hidrogênio (PNH 2 ).
A ANP integra o Comitê Gestor do PNH2 e Alex Medeiros é o representante da Agência no colegiado.
Por: Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)
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01/03/2024
Petrobras adia recebimento de propostas para contratar plataformas
A Petrobras adiou para o dia 14 de junho a data de recebimento de propostas das licitações para contratação das plataformas montadas em casco de navios (FPSO), relacionadas aos Projetos SEAP-I e SEAP-II, em Sergipe. Essas plataformas operam em um sistema flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo.
No comunicado divulgado nesta segunda-feira (19), a companhia informou que interage com o mercado fornecedor a cada processo de contratação, e que no caso dos dois projetos foi necessário prorrogar o prazo e o aprimoramento das condições do edital, para garantir atratividade e competitividade aos certames. “Com esse movimento, a Petrobras segue buscando a contratação dos FPSOs, o desenvolvimento dos campos de Sergipe Águas Profundas e o atendimento ao seu Plano Estratégico”, explica a empresa.
De acordo com a Petrobras, o programa Sergipe Águas Profundas (Seap) terá dois módulos, cada um com uma plataforma. Conforme os números da empresa, a capacidade de produção da primeira unidade é 120 mil barris de petróleo por dia e 10 milhões de metros cúbicos de gás natural, também diariamente. Na segunda unidade, a capacidade de processamento diário será a mesma, mas a de gás vai atingir 12 milhões de metros cúbicos. “Além disso, contará com um gasoduto de escoamento com 134 km de extensão, sendo 111 km no mar e 23 km em terra”, acrescentou no comunicado.
Na avaliação da petroleira, o programa abrirá uma nova fronteira de produção na Região Nordeste, por meio do desenvolvimento de expressivas reservas descobertas, que têm potencial de disponibilizar até 18 milhões de metros cúbicos de gás para o mercado consumidor.
“A companhia empenha todos os esforços necessários para a execução dos projetos que trarão maior oferta de gás nacional ao mercado. Reforçamos ainda que os processos licitatórios seguem em curso, de forma a assegurar o cumprimento do cronograma e a entrada em operação no menor prazo possível”, disse a estatal.
Edição: Fernando Fraga
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19/02/2024
Produção da Petrobras cresce 2% no 4º trimestre de 2023
A Petrobras divulgou hoje (8), no Rio de Janeiro, os resultados operacionais do quarto trimestre de 2023. A produção média de óleo, líquido de gás natural (LGN) e gás natural chegou a 2,94 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), aumento de 2% em relação ao terceiro trimestre de 2023. No caso da produção própria de óleo no pré-sal, o volume foi de 1.937 milhões de boed, 3,5% a mais do que o período anterior.
Segundo a companhia, o resultado teve influência dos ramp-ups das plataformas P-71, no campo de Itapu, FPSO Almirante Barroso, no campo de Búzios e dos FPSOs Anna Nery e Anita Garibaldi, nos campos de Marlim e Voador. Outro fator foi a entrada de quatro novos poços de projetos complementares nas Bacias de Campos e Santos.
“O quarto trimestre de 2023 consolidou os bons resultados que alcançamos ao longo do ano. O ano de 2023 foi de muito trabalho, mas ao mesmo tempo de muitos êxitos e conquistas pela Petrobras. Recordes ocorreram em diversas áreas da companhia, do E&P ao Refino, coroando todo o esforço do nosso time. Estamos extremamente orgulhosos”, disse o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates.
A estatal registrou alguns recordes no quarto trimestre. A produção total foi de 4,05 milhões de boed por dia (recorde anterior era de 3,98 milhões de boed). A produção própria no pré-sal, que considera também gás natural, foi de 2,33 milhões de boed, (recorde anterior era de 2,25 milhões de boed). O Índice de Utilização do Gás Associado (IUGA) foi de 98% (recorde anterior era de 97,6%2).
Balanço anual
Com o fechamento do quarto trimestre, também foram divulgados os números da produção anual. O volume total de óleo e gás natural foi de 2,782 milhões de boed, 3,7% acima da produção em 2022. A companhia atingiu o recorde anual na produção operada, com média de 3,87 milhões de boed, 6,2% acima de 2022.
O fator de utilização total (FUT) do parque do refino foi de 92% em 2023, quatro pontos percentuais acima de 2022. A Petrobras aumentou a participação de diesel, gasolina e QAV em dois pontos percentuais, alcançando 68% da produção total. A produção total de derivados foi de 1.772 milhões de barris por dia (bpd) em 2023, 2% acima da produção de 2022.
Os óleos do pré-sal representaram 65% da carga processada no refino, o que é um novo recorde (o anterior era de 62% em 2022). As vendas de diesel S-10 representaram 62% das vendas totais de diesel, com uma comercialização de 463 mil bpd. Em relação à produção de diesel S-10, o volume em 2023 foi de 428 mil.
A Petrobras teve os melhores resultados das refinarias em Intensidade Energética (103,7 ou 3,8 pontos melhor que o resultado de 2022), e Intensidade de Emissão de Gases do Efeito Estufa (36,8 kgCO2eq/CWT, redução de 3% em relação a 2022). O que vai ao encontro do compromisso de reduzir a intensidade de carbono das operações da estatal.
Edição: Kleber Sampaio
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09/02/2024
Produção de petróleo bate recorde em novembro
A produção de petróleo e gás natural no Brasil em novembro registrou um volume de 4,698 milhões de barris de óleo equivalente por dia (MMboe/d), superando o recorde anterior alcançado em setembro, quando foram produzidos 4,666 Mmboe/d. A informação é da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Com relação ao petróleo, foram extraídos 3,678 milhões de barris por dia (MMbbl/d), aumento de 3,8% na comparação com o mês anterior e de 18,8% em relação a novembro de 2022. A produção de gás natural foi de 162,12 milhões de metros cúbicos por dia (MMm³/d), aumento de 6,3% frente a outubro de 2023 e de 15,5% na comparação com novembro de 2022.
Tanto no petróleo quanto no gás natural, o volume extraído superou o recorde de setembro, quando foram produzidos 3,672 MMbbl/d e 157,99 MMm³/d, respectivamente. Estas e outras informações estão disponíveis no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural de novembro de 2023, divulgado nesta quinta-feira (28), com os dados consolidados da produção nacional.
Pré-sal
A produção total (petróleo + gás natural) no pré-sal, em novembro, foi de 3,585 milhões de barris de óleo equivalente por dia e correspondeu a 76,3% da produção brasileira.
Esse número representa aumento de 4,2% em relação ao mês anterior e de 20,9% na comparação com o mesmo mês de 2022. Foram produzidos 2,825 milhões de barris diários de petróleo e 120,83 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural por meio de 150 poços.
Gás natural
Em novembro, o aproveitamento de gás natural foi de 97,8%. Foram disponibilizados ao mercado 56,58 milhões de m³/d e a queima foi de 3,66 milhões de m³/d. Houve queda de 1,8%, na queima, em relação ao mês anterior, e aumento de 0,3% na comparação com novembro de 2022.
Origem da produção
Em novembro, os campos marítimos produziram 97,8% do petróleo e 85,2% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras, sozinha ou em consórcio com outras empresas, foram responsáveis por 88,77% do total produzido. A produção teve origem em 6.477 poços, sendo 537 marítimos e 5.940 terrestres.
Campos e instalações
No mês de novembro, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás, registrando 887,16 mil bbl/d de petróleo e 43,87 milhões de m³/d de gás natural. A instalação com maior produção de petróleo e gás natural foi a FPSO Guanabara na jazida compartilhada de Mero, com 179,516 mil bbl/d de petróleo e 11,63 milhões de m³/d de gás.
Edição: Aline Leal
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28/12/2023
Leilão de blocos de exploração fora do pré-sal arrecada R$ 422 milhões
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) arrecadou, nesta quarta-feira (13), R$ 421,7 milhões no leilão de 33 setores com blocos exploratórios de petróleo nas bacias sedimentares de Amazonas, Espírito Santo, Paraná, Pelotas, Potiguar, Recôncavo, Santos, Sergipe-Alagoas e Tucano. A Petrobras foi uma das maiores vencedoras da disputa, abrindo nova fronteira de exploração.
O montante arrecadado pela ANP com os bônus de assinaturas representa um ágio de 179,69% em relação ao valor mínimo exigido pelas áreas exploratórias. No conjunto, os lances vencedores se comprometeram com R$ 2,01 bilhões em investimentos na fase de exploração.
As áreas ofertadas pela ANP fazem parte do 4º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC), realizado no Windsor Barra Hotel, no Rio de Janeiro, e ficam fora do Polígono do Pré-Sal.
São campos marítimos e terrestres, incluindo a área com acumulação marginal de Japiim, na Bacia do Amazonas. Acumulações marginais são campos onde a produção de petróleo está inativa ou foram devolvidos à ANP por falta de interesse econômico.
Ao todo, foram arrematados 192 blocos, que correspondem a uma área de 47,1 mil quilômetros quadrados (km²) – aproximadamente o tamanho do Espírito Santo.
Petrobras
Uma das grandes participantes foi a Petrobras, que arrematou 29 blocos, todos na Bacia de Pelotas, na Região Sul. A estatal deu preferência para participar por meio de consórcios. Em 26 lances vencedores, foi formada parceria com a Shell, que deteve 30%. Os outros três tiveram, além da Shell (30%), a chinesa CNOOC (20%) como participante. As duas empresas já integravam outras parcerias com a Petrobras.
O valor do bônus de assinatura a ser pago em abril de 2024 pela Petrobras é de cerca de R$ 116 milhões. Os 29 blocos arrematados se somam ao portfólio da estatal, que conta com 47 blocos. Isso significa que os cerca de 20 mil km² adquiridos fazem a área exploratória total da companhia saltar para 50 mil km².
O presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, comemorou a atuação da estatal, com 100% de aproveitamento, ou seja, levou todos os blocos que quis. Prates classificou a Bacia de Pelotas de uma nova fronteira para a estatal.
“A gente precisa verificar novas fronteiras, repor reservas para manter, mais ou menos, o fluxo que é necessário de consumo de petróleo ainda para as próximas três, quatro, cinco décadas”, disse.
Prates considera que as áreas nos litorais do Rio Grande do Sul e de Santa Catarina têm menos perspectivas de ter problemas de licenciamento ambiental e demoras.
“É uma área muito parecida com a Bacia de Santos e a Bacia de Campos, com distância também da costa e com os procedimentos que a Petrobras já utiliza que são plenamente aceitos pelos órgãos ambientais”, avaliou.
Um fator que explica o interesse da Petrobras na região são descobertas de poços de petróleo no Uruguai e na costa da África – Namíbia e África do Sul.
“Esses continentes estavam juntos, então esse processo é constante na cabeça dos geólogos”, disse Prates, se referindo a características físicas que assemelham as duas costas geográficas.
A outra empresa que arrematou áreas na Bacia de Pelotas é a Chevron Brasil, com 15 blocos.
Concorrência
Ao todo, 21 empresas tinham apresentado declarações de interesse e garantias para participarem do certame, que foi no modelo envelope fechado, quando os concorrentes não tomam conhecimento dos valores oferecidos pelos demais. Dessas, 17 fizeram lances, e 15 arremataram blocos, sendo seis estrangeiras.
São critérios para a disputa o valor oferecido como bônus de assinatura e o programa exploratório mínimo – atividades que a empresa se compromete a executar durante a fase de exploração. É declarado vencedor o concorrente que tiver a maior nota, calculada mediante atribuição de pontos e pesos a esses dois critérios.
Para áreas com acumulações marginais, o bônus de assinatura é o único critério, vencendo a licitante que ofertar o maior valor. A área de Japiim foi arrematada pelo consórcio formado pela Eneva e ATEM Participações, único interessando no certame. O bônus oferecido foi de R$ 165 mil.
Novata
Uma surpresa no leilão foi a empresa Elysian, criada em agosto deste ano com o objetivo específico de participar do leilão. Ela pertence ao empresário Ernani Machado, que nunca teve experiência na indústria do petróleo e arrematou mais de 100 blocos nas bacias de Potigar, Espírito Santo e Sergipe-Alagoas, se comprometendo com cerca de R$ 12 milhões em bônus de assinatura.
A empresa de Belo Horizonte não tem funcionários fixos. Conta apenas com sete consultores. De acordo com o empresário, o fato de ter vencido a disputa por dezenas de blocos não o preocupa.
“São várias áreas porque a minha probabilidade de ter petróleo em todas é um milagre de Deus. Então, eu tenho que levar em consideração que eu terei sucesso em 20% das áreas.”
Segundo o empresário, 40 pessoas devem ser contratadas nos próximos dias. A empresa precisará cumprir os investimentos mínimos de exploração – cerca de R$ 400 milhões – dentro de cinco anos.
“O que eu faço é criar tecnologias, e que essas novas tecnologias sejam aplicáveis em determinados setores. Esse é o nosso objetivo neste momento, fazer novas tecnologias com parceria com universidades, inclusive”, disse o dono da Elysian, que afirmou ter dinheiro próprio e de parceiros para bancar o investimento.
O diretor-geral da ANP, Rodolfo Saboia, confirmou que a Elysian estava apta a participar da concorrência pública. “A empresa apresentou as garantias. Se não, não teria sido nem qualificada para o leilão. Atendeu às exigências do edital. Aportou recursos para habilitá-la para dar os lances que deu.”
Saboia acrescentou que, em uma segunda fase, a Elysian precisará apresentar mais informações.
“Ela vai ter que comprovar condições técnicas e econômico-financeiras que são necessárias para empreender tudo aquilo que se comprometeu a fazer em termos de investimento”, disse.
Autossuficiência
Na abertura do leilão, Rodolfo Saboia defendeu a realização do certame em um momento em que o mundo busca uma transição energética voltada para fontes de energia sustentáveis.
“A dependência que o Brasil e o mundo têm do petróleo e do gás não será eliminada em cinco ou dez anos. Se deixarmos de realizar eventos como este, o que teremos na próxima década não será o fim do uso do petróleo no Brasil, mas o retorno à dependência externa de outros países produtores” disse.
Para enfatizar a defesa da exploração do combustível fóssil, Saboia acrescentou que a exportação de petróleo somou US$ 42,5 bilhões em 2022. “Quase metade do saldo da balança comercial brasileira advém exclusivamente do petróleo exportado”, afirmou.
Transição energética
Além disso, segundo o diretor da ANP, União, estados e municípios receberam R$ 118 bilhões em royalties e participações especiais pagas pelas companhias de petróleo no ano passado. “Esse valor aproxima-se a todo o orçamento da pasta de Educação do governo federal no mesmo ano”, comparou.
Para Saboia, não há contradição entre exploração de petróleo e transição energética. “A indústria do petróleo contribui para a arrecadação de recursos essenciais para a execução de políticas públicas para a educação, saúde, segurança pública e redução da pobreza e, inclusive, para financiar a própria transição energética”, disse.
Regime de concessão
As empresas vencedoras do 4º OPC assinarão contratos no regime de concessão. Nessa modalidade, o risco de investir e encontrar – ou não – petróleo ou gás natural é da concessionária, que se torna dona de todo o óleo e gás que venha a ser descoberto. Em contrapartida, além do bônus de assinatura, a petrolífera pagará royalties e participação especial (no caso de campos de grande produção). Os contratos são assinados pela ANP em nome da União.
Esse contrato é diferente do exercido nas áreas do pré-sal, onde acontece o regime de partilha. No pré-sal, a produção de óleo excedente (saldo após pagamento dos custos) é dividida entre a empresa e a União. Vence o direito de explorar a companhia que oferece a maior parcela de lucro à União. Ainda nesta quarta-feira, a ANP realizará o 2º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP), que inclui blocos no Polígono do Pré-Sal: Cruzeiro do Sul, Esmeralda, Jade, Tupinambá (Bacia de Santos) e Turmalina (Bacia de Campos).
Áreas de preservação
O leilão desta quarta-feira enfrentou oposição de instituições da sociedade civil ligadas a questões ambientais. Na última quarta-feira (6), o Instituto Arayara divulgou um relatório que apontava que blocos ofertados pela ANP ameaçavam territórios quilombolas, indígenas e unidades de conservação.
Além de terem impetrado seis ações civis públicas na Justiça Federal contra o certame, os ativistas organizaram uma manifestação em frente ao hotel antes do leilão.
Oferta permanente
Os leilões de setores com blocos exploratórios de petróleo realizados nesta quarta-feira pela ANP fazem parte da oferta permanente, principal modalidade de licitação de blocos de exploração de petróleo e gás natural. Nesse formato, existe uma oferta contínua de áreas exploratórias. Assim, as empresas não precisam esperar uma rodada de licitações tradicional, que é feita de acordo com calendário de interesse do governo.
Além disso, as companhias contam com o tempo que julgarem necessário para estudar os dados técnicos dessas áreas antes de fazer uma oferta, sem o prazo limitado do edital de uma rodada. Esse modelo é considerado mais atrativo, em especial, para pequenas e médias empresas.
Desde que a exploração de petróleo no Brasil deixou de ser um monopólio da Petrobras, no fim da década de 1990, o Brasil realizou 33 rodadas de licitações de campos de exploração. De 1999 até o início dos leilões desta quarta-feira, o governo federal tinha arrecadado R$ 148 bilhões em bônus de assinatura pagos pelas empresas vencedoras das licitações.
Nesse período, o Brasil saltou do 18º para o nono lugar no ranking dos países produtores de petróleo e condensado (tipo muito leve de óleo). A produção cresceu de 970 mil barris por dia para 3,5 milhões por dia.
*Colaborou Cristina Indio do Brasil // Matéria ampliada às 17h28 para acréscimo das declarações do diretor-geral da ANP, Rodolfo Saboia, sobre a empresa Elysian
Edição: Juliana Andrade
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13/12/2023
Investimento da Petrobras deve criar 1,4 milhão de empregos em 5 anos
O plano estratégico de investimentos da Petrobras para o quinquênio 2024-2028 prevê a criação de 1,4 milhão de empregos direitos e indiretos. Uma média de 280 mil a cada ano, a maior parte em áreas de exploração e produção de petróleo. A estimativa foi feita pelo presidente da estatal, Jean Paul Prates, nesta sexta-feira (24), no Rio de Janeiro, em um encontro com jornalistas, para detalhar o plano aprovado, na quinta-feira (23), pelo conselho de administração da companhia.
Prates ressaltou que o conjunto de investimentos apresenta um crescimento de 31% em relação ao anterior, válido inicialmente para 2023-2027, aprovado no último ano do governo do ex-presidente Jair Bolsonaro.
“Esse plano muda muita coisa. O plano é direcionado para uma empresa que está enxergando o futuro. Anteriormente você via a empresa sem futuro, você a via simplesmente deixando de investir, pagando dividendos exorbitantes, acima de qualquer outra congênere, apontando apenas para atividade do pré-sal, que é finito, um recurso não renovável”, comparou.
“Agora não, a gente está apontando para exploração de novas áreas, reposição de reservas, continuidade das atividades de petróleo e gás, porém, com olho no futuro. Estamos falando de coprocessamento em refinarias, gerar energia renovável em grande escala para produção de hidrogênio verde e outros produtos, metanol verde, amônia verde”, detalhou Prates, se referindo a produtos ambientalmente mais sustentáveis.
“É um plano de revitalização da Petrobras, que assegura não só o presente, como lança bases do futuro da companhia”, completou Prates, lembrando que o plano quinquenal passa por revisões anuais. “A gente tem a possibilidade, evidentemente, de ir fazendo ajustes”.
O plano de investimentos é da ordem de US$ 102 bilhões, o equivalente a R$ 500 milhões. Em comparação à atuação estratégica da Petrobras em anos anteriores, as diretrizes aprovadas esta semana preveem a retomada de investimentos em refinarias.
“Nós não vamos mais vender refinarias. Pelo contrário, vamos investir nelas para que se tornem um parque industrial, cada uma delas”, prometeu Prates.
A Petrobras vai retomar também a produção de fertilizantes. A companhia pretende reiniciar a operação da Araucária Nitrogenados (Ansa), no Paraná, parada desde 2020, e concluir as obras da Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN III), em Três Lagoas, Mato grosso do Sul, paradas desde 2014. A previsão é que a Ansa volte a operar no 2º semestre de 2024.
Além disso, a estatal busca parceria para manter em operação as fábricas de fertilizantes de Sergipe e Bahia, que estão arrendadas para a Unigel. A intenção é manter as plantas produzindo sob encomenda para a própria estatal por até 1 ano e, depois, buscar outra forma de funcionamento, seja uma joint venture ou incorporação.
“Evidentemente, se você comparar projetos isolados, por exemplo, um poço do pré-sal com uma fábrica de fertilizantes, [a fábrica] não vai ter a mesma rentabilidade, mas não quer dizer que seja prejuízo investir em fertilizantes”, explicou.
“A intenção é entrar no fertilizante porque não só é necessário para o Brasil porque a gente precisa ter alguma produção doméstica, mas, do ponto de vista comercial, faz sentido para nós, dentro do túnel da transição energética, entrar no fertilizante de novo. É daí que vão nascer os novos produtos, a amônia verde, os fertilizantes do futuro. A gente precisa estar no jogo”, justificou Prates.
Margem equatorial
Dentro dos US$ 102 bilhões previstos no plano estratégico, US$ 7,5 bilhões são para exploração de novos poços de petróleo no Brasil e no exterior. A Petrobras espera investir US$ 3,1 bilhões na Margem Equatorial – área marítima que se estende por mais de 2,2 quilômetros a partir da costa, desde o Amapá até o Rio Grande do Norte.
A estatal já tem autorização para fazer as primeiras atividades em parte da nova fronteira petrolífera. Mas depende de autorização do Ibama para atingir áreas tidas como muito promissoras.
“Estamos muito otimistas de que todos os esforços que nós fizemos até então, e qualquer outra exigência técnica que seja viável que venha ser feita, nós buscaremos atender, porque entendemos que há uma importante riqueza a ser explorada”, disse Joelson Mendes, diretor executivo de Exploração e Produção da estatal.
Argentina
O presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, comentou a situação da Argentina, onde o presidente eleito no domingo (19), Javier Milei, anunciou que pretende vender a petroleira estatal YPF. Prates considera que o cenário “ainda está muito indefinido”.
“Não temos nenhuma análise em curso de aquisição nem de investimento. É claro que todo tipo de ativo, todo tipo de oportunidade a gente analisa”, disse, acrescentando que “não é porque o presidente [eleito] anunciou a venda da YPF que a gente imediatamente vai se atirar para dizer que vai comprar alguma coisa ou não”.
Edição: Fernando Fraga
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25/11/2023
Em setembro, o Brasil teve recorde na produção de petróleo e gás, bem como no pré-sal
A ANP divulgou nesta quarta-feira (1/11) o Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural de setembro de 2023, que traz os dados consolidados da produção nacional. Nesse mês, houve recorde na produção total (petróleo + gás natural), bem como na de petróleo e na de gás natural consideradas separadamente e também na produção do pré-sal.
Foi produzido um total de 4,666 milhões de barris de óleo equivalente por dia (MMboe/d). Foi a maior produção total já registrada, superando o recorde de julho de 2023, com 4,482 milhões de MMboe/d.
Com relação ao petróleo, foram 3,672 milhões de barris por dia (MMbbl/d), um aumento de 6,1% na comparação com o mês anterior e de 16,7% em relação a setembro de 2022. A maior produção registrada anteriormente foi a de julho de 2023: 3,513 MMbbl/d.
A produção de gás natural em setembro foi de 157,99 milhões de metros cúbicos por dia (MMm³/d), um acréscimo de 6,9% em relação ao mês anterior e de 10,4% na comparação com setembro de 2022. Também foi o maior volume até hoje, superando o de julho de 2023: 154,076 milhões de metros cúbicos por dia (MMm³/d).
Pré-sal
A produção total (petróleo + gás natural) no pré-sal, em setembro, foi de 3,594 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d) e correspondeu a 77% da produção brasileira. Foi a maior registrada, superando a de julho de 2023, quando foram extraídos 3,359 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Houve aumento de 9,5% em relação ao mês anterior e de 19,8% na comparação com o mesmo mês de 2022. Foram produzidos 2,830 milhões de barris diários (bbl/d) de petróleo e 121,61 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d) de gás natural por meio de 144 poços.
Aproveitamento do gás natural
Em setembro, o aproveitamento de gás natural foi de 97,9%. Foram disponibilizados ao mercado 55,18 milhões de m³/d e a queima foi de 3,35 milhões de m³/d. Houve queda na queima de 11% em relação ao mês anterior e aumento de 6,1% na comparação com setembro de 2022.
Origem da produção
Em julho, os campos marítimos produziram 97,6% do petróleo e 87,2% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras, sozinha ou em consórcio com outras empresas, foram responsáveis por 89,02% do total produzido. A produção teve origem em 6.284 poços, sendo 520 marítimos e 5.764 terrestres.
Campos e instalações
No mês de setembro, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás, registrando 902,40 mil bbl/d de petróleo e 44,32 milhões de m³/d de gás natural. A instalação com maior produção de petróleo e gás natural foi a FPSO Guanabara na jazida compartilhada de Mero, com 179,340 mil bbl/d de petróleo e 11,57 milhões de m³/d de gás.
02/11/2023
Utilização de refinarias da Petrobras tem o melhor resultado trimestral em nove anos
As unidades de Refino da Petrobras atingiram em setembro o patamar de 97% de utilização pelo segundo mês consecutivo. Com isso, o Fator de Utilização Total (FUT) das refinarias no terceiro trimestre de 2023 alcançou o valor de 95,8%, melhor resultado desde 2014.
O fator de utilização total do refino considera o volume de carga de petróleo processado e a carga de referência das refinarias, ou seja, sua capacidade operacional, respeitando os limites de projeto dos equipamentos, os requisitos de Segurança, Meio Ambiente e Saúde, e a qualidade dos derivados produzidos.
Para o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, a companhia tem história na superação de desafios: “Não é de hoje que a Petrobras mostra total capacidade para o desenvolvimento de tecnologias para a otimização dos seus processos de refino. Ao contribuir tão significativamente para a produção nacional de derivados, demonstramos o quanto, de fato, o Brasil é a nossa energia”.
Maior refinaria do país bate recorde
A unidade de refino com maior capacidade de processamento do sistema Petrobras, a Refinaria de Paulínia (Replan), no estado de São Paulo, processou, em setembro, a média de 427 mil barris/dia (FUT de 98,4%), totalizando 12,8 milhões de barris de petróleo refinados, maior marca desde fevereiro de 2015.
Desempenho operacional e produção confirmam estratégia da Petrobras no refino
As marcas expressivas de produção de derivados no terceiro trimestre deste ano foram obtidas levando em conta a elevada confiabilidade e disponibilidade operacional das unidades de refino da companhia, conjugadas com a eficiência das operações de logística e de atendimento ao mercado, e suportadas por soluções robustas de tecnologia e digitalização de processos.
A produção de diesel S-10 (com menor teor de enxofre) foi recorde no terceiro trimestre. Foi produzida a média de 464 mil barris/dia (mbpd), ante 419 mbpd produzidos no segundo trimestre de 2023. Somando todos os tipos de diesel, foram 749 mbpd produzidos, sendo a maior produção trimestral desde o terceiro trimestre de 2015.
Já a produção de gasolina foi de 423 mbpd no trimestre, melhor resultado desde o quarto trimestre de 2013. Outro destaque foi a produção de 741 mil toneladas de cimento asfáltico de petróleo (CAP), matéria-prima para a pavimentação de rodovias, sendo a maior produção deste derivado desde o quarto trimestre de 2014.
Produzindo com segurança, rentabilidade e integração
Os resultados dos aumentos na utilização das refinarias e da produção demonstram o compromisso da Petrobras com a eficiência e a rentabilidade de suas operações, sempre alinhados com os valores de segurança, meio ambiente e saúde da companhia.
De acordo com diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, as equipes e indivíduos, engajados em cada atividade, trabalharam arduamente para produzir de forma segura em cada uma das unidades operacionais e administrativas. “Esses resultados só foram alcançados devido ao trabalho integrado de toda a Petrobras, com destaque para as equipes do Refino, Logística e Comercialização. A Petrobras está contribuindo, mais uma vez, para o suprimento adequado do mercado de derivados no Brasil, suportando o crescimento do país”.
Por: Petrobras, com edição da Agência Gov
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10/10/2023
Exploração na margem equatorial é questão de Estado, afirma Prates
A definição se a Petrobras pode fazer perfurações para exploração de petróleo na margem equatorial é uma questão que está sendo avaliada pelo Estado brasileiro, afirmou nesta quarta-feira (19) o presidente da estatal, Jean Paul Prates. Segundo ele, a questão envolve vários órgãos, entre os quais a Casa Civil e a Advocacia-Geral da União (AGU). “É o Estado brasileiro se movendo para resolver esta questão internamente”, disse durante encontro com jornalistas nesta quarta-feira (19) no Centro de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), da Petrobras, na Ilha do Fundão, zona norte do Rio de Janeiro.
O diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Joelson Mendes, disse que tecnicamente os geocientistas da companhia dizem que a extensa margem equatorial que vai do Amapá ao Rio Grande do Norte é a última grande fronteira exploratória brasileira. Na visão do diretor, é algo que pode mudar o jogo, assim como ocorreu com as águas profundas da Bacia de Campos e o pré-sal, sendo que nessas áreas há um limite.
“Essas bacias vão chegar na sua maturidade, a produção do pré-sal vai chegar ao seu pico ao redor de 2030, 2032 e para a segurança energética brasileira. Para que nós, como companhia, consigamos sobrevivendo como empresa de exploração de petróleo, a gente precisa de novas fronteiras exploratórias, por isso todo o nosso esforço de levar as melhores técnicas e toda a nossa história como empresa que cuida das pessoas, do meio ambiente e da sociedade, para que a gente consiga ter a licença para perfurar na margem equatorial”, observou, defendendo a exploração na margem equatorial.
Dividendos
O diretor Financeiro e de Relacionamento com Investidores, Sérgio Caetano Leite, disse que as novas regras da política de dividendos da companhia estão sendo preparadas por um grupo de trabalho que deve concluir tudo até o fim deste mês. A expectativa é que sejam conhecidas na divulgação do balanço da companhia relativo ao segundo trimestre. O diretor não participa do grupo por uma questão de governança da empresa e afirmou que por esse motivo não tem como adiantar o percentual de distribuição.
Leite acredita que o período de distribuição pode permanecer trimestral, mas destacou que, depois de concluída a análise do grupo de trabalho, terá que passar pela aprovação do Conselho de Administração. “Toda vez que delibera, delibera o pagamento dos dividendos correntes, então a gente vai ter deliberação do pagamento do segundo trimestre já deve ocorrer com base na nova regra”, acrescentou.
A intenção da Petrobras é reduzir a distribuição de dividendos e, com a diferença, poder ampliar os investimentos.
Conflito
Por diversas vezes durante o encontro com os jornalistas, o presidente negou a existência de uma crise, nem na retórica e muito menos operacionalmente, com o ministro de Minas e Energia, Alexandre Ferreira, que cobra a oferta de gás natural pela companhia ao mercado brasileiro.
“É natural também [o ministro cobrar]. Tem que acabar com essa celeuma de que o ministro está brigando. Ele não está brigando. Ele é ministro tem que cobrar de tudo. Ele tem que supervisionar mineração, o setor elétrico, a Petrobras. Ele tem direito de fazer cobranças, tem direito de receber informações. Ninguém vai tirar conflito de mim à toa. Eu respeito o ministro, os ministros, o presidente da República, são os acionistas majoritários e controladores da empresa, mas a gente vai fazendo o nosso trabalho e vai explicando as coisas, como está explicando à sociedade. O fato é que estamos fazendo o nosso trabalho corretamente. Ninguém deliberadamente sonega gás ou deixa de monetizar gás porque quer”, assegurou.
Edição: Juliana Andrade
20/07/2023
Parcela de petróleo da União em regime de partilha tem novo recorde
A produção média dos contratos em regime de partilha ficou em 819 mil barris por dia (bpd) no mês de maio. Segundo a Pré-Sal Petróleo (PPSA), a parcela da União registrou recorde de 45,7 mil bpd, 32% acima do mês anterior. Ela é formada pelos contratos dos campos de Mero (31,5 mil bpd), Búzios (5,6 mil bpd), Entorno de Sapinhoá (4,6 mil bpd), Sépia (2,11 mil bpd), Atapu (1,44 mil bpd), Itapu (0,29 mil bpd) e Sudoeste de Tartaruga Verde (0,002 mil bpd).
O regime de partilha é aquele em que as empresas contratantes são obrigadas a reservar uma parte do óleo extraído dos poços para a União. Esses contratos são firmados apenas para campos que estão dentro do polígono do pré-sal ou em áreas consideradas estratégicas.
O Boletim Mensal dos Contratos de Partilha de Produção traz os números totais de produção em sete contratos, que também incluem os resultados de outras operadoras além da União. Os campos que mais produziram no mês foram: Búzios (398 mil bpd), Mero (208 mil bpd), Sépia (99 mil bpd), Atapu (78 mil bpd), Itapu (25 mil bpd), Entorno de Sapinhoá (7 mil bpd) e Sudoeste de Tartaruga Verde (3 mil bpd). O resultado geral foi 6% maior do que no mês de abril.
Quando se considera a produção total acumulada de 2017 até maio de 2023, o volume foi de 463,7 milhões barris de petróleo. Em relação à parcela acumulada de óleo da União, o volume foi de 27,4 milhões barris.
Gás natural
Em maio, a produção total de gás natural com aproveitamento comercial foi de 2,4 milhões de m³/dia em três contratos. A maior parte veio do campo de Búzios (2,2 milhão de m³/dia). Na comparação com o mês anterior, o resultado foi 20% maior. Contribuiu para isso principalmente a volta da exportação de gás da P-77, no campo de Búzios, depois de uma parada para manutenção.
A média da parcela da União de gás natural foi de 143 mil m³/dia. A maior parte desse volume veio do campo de Entorno de Sapinhoá (111 mil m³/dia) e do de Búzios (32 mil m³/dia). Os números ficaram 8% acima do registrado em abril.
A produção de gás natural acumulada desde 2017 somou 1,2 bilhão de m³. Desse total, a parcela da União foi de 164,4 milhões de m³.
Edição: Marcelo Brandão
13/07/2023