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Produção de petróleo ultrapassa 4 milhões de barris por dia, diz ANP
A produção total de petróleo e gás no mês de setembro totalizou 4,048 milhões de barris de óleo equivalente por dia, (MMboe/d), sendo 3,148 milhões de barris diários de petróleo e 143,07 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural, segundo informado no Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás Natural.
De acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) essa foi a segunda vez que a produção total ultrapassou a barreira dos 4 MMboe/d, a primeira havia sido em janeiro de 2020.
A produção no pré-sal alcançou 3 MMboe/d e representou 74,11% do total nacional. O Campo de Tupi produziu 887,71 Mbbl/d e foi o que apresentou maior produção. A instalação de maior produção foi o FPSO Carioca com 196,74 mil boe/d com apenas 4 poços produtores. O poço 7-ATP-6-RJS foi o maior produtor com 65 mil boe/d.
O Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás Natural apresenta dados mensais e anuais consolidados, permitindo visualizar a evolução histórica da produção no país e também filtrá-la por campo, bacia, instalação, poço, estado, período de tempo, operador, entre outros. É possível também observar os principais parâmetros de movimentação de gás, como queima e injeção. Essas informações têm como fonte os dados declaratórios pelas operadoras.
Edição: Fábio Massalli
21/10/2022
Dólar termina semana em R$ 5,32
Os receios sobre os juros nos Estados Unidos provocaram instabilidade no mercado financeiro global. O dólar ultrapassou os R$ 5,30 pela primeira vez desde o fim de setembro. A bolsa de valores caiu quase 2% e teve o maior recuo semanal em quatro meses.
O dólar comercial encerrou esta sexta-feira (14) vendido a R$ 5,323, com alta de R$ 0,05 (+0,94%). A cotação iniciou o dia em queda, chegando a cair para R$ 5,24 por volta das 10h. No entanto, disparou após a abertura dos mercados norte-americanos, até fechar próxima das máximas do dia.
Com o desempenho de hoje, a moeda norte-americana subiu 2,1% na semana. A divisa, no entanto, acumula queda de 1,33% em outubro, graças ao forte recuo na semana posterior ao primeiro turno das eleições presidenciais. Em 2022, o dólar cai 4,54%.
15/10/2022
Produção de petróleo e gás é de 3,967 milhões de barris por dia
A produção de petróleo e gás natural em agosto atingiu 3,967 milhões de barris de óleo equivalente por dia (Mmboe/d). Desse total, foram 3,087 milhões de barris diários (MMbbl/d) de petróleo e 139,96 milhões de metros cúbicos diários (MMm3/d) de gás natural.
Os dados preliminares foram divulgados hoje (13), no Rio de Janeiro, pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), no Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás Natural.
Na área do pré-sal, a produção ficou em 2,966 Mmboe/d. O volume é correspondente a 74,8% do total nacional. Boa parte foi obtida no campo de Tupi, que produziu 1,046 MMboe/d, o equivalente a 26,4% do total nacional. Já no campo Búzios, a produção chegou a 719,63 Mboe/d, que correspondem a 18,1% do total nacional.
O Polo Pré-Sal da Bacia de Santos reúne os maiores campos produtores do país, como Tupi e Búzios.
Segundo a ANP, com o volume de 3,214 MMboe/d, o estado do Rio de Janeiro produziu 84,7% do petróleo nacional e 81% da produção total brasileira. “A produção no estado teve origem em 45 campos com 383 poços produtores”, anunciou a ANP.
Poços produtores
O Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás Natural mostra dados mensais e anuais consolidados, permitindo visualizar a evolução histórica da produção no país.
É possível também filtrar, entre outras, as informações por campo, bacia, instalação, poço, estado, período de tempo e operador. Também podem ser vistos os principais parâmetros de movimentação de gás, como queima e injeção. “Essas informações têm como fonte os dados declaratórios das operadoras”, informou.
Quem quiser buscar informações do Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás Natural pode acessar o site.
13/10/2022
Kirst teme reflexo ainda em 2022 com anúncio de redução na produção mundial de petróleo
A decisão da Opep (Organização dos Países Exportadores de Petróleo) e aliados de reduzirem a produção de petróleo foi lamentada pelo delegado do SindiPetroleo-MT, Vilson Gonzales Kirst. Na última quarta-feira (05) foi anunciado o corte de produção de petróleo em 2 milhões de barris por dia (bpd) a partir de novembro. A redução é a maior desde abril de 2020, quando a pandemia começou.
A justificativa da Opep é que a decisão foi tomada ‘à luz da incerteza que envolve as perspectivas econômicas globais e do mercado de petróleo, e da necessidade de aprimorar a orientação de longo prazo para o mercado de petróleo’.
Delegado do SindiPetróleo na região norte, o empresário Vilson Kirst disse à reportagem de CenárioMT que a decisão também tem objetivo de valorizar os preços dos barris produzidos. O problema é o impacto que isso poderá ter nas economias emergentes. “Com certeza deveremos ter reflexo até o fim do ano. Tomara que não, mas com certeza, preocupa”.
Kirst lembra que recentemente houve redução de oferta de combustíveis no Brasil. Em algumas localidades houve falta de produtos. “Teve falta de combustíveis e há uma nova preocupação neste sentido, após esse anúncio de semana passada”, pontuou.
Ainda conforme o delegado do SindPetróleo-MT, o país é dependente do produto refinado, embora seja autossuficiente na produção. Em torno de 30% do consumo é importado. “O Brasil até exporta, mas o refinado tem que ser importado”, assinalou.
13/10/2022
Petróleo: produção em regime de partilha soma 486 mil barris em abril
A produção de petróleo média dos quatro contratos em regime de partilha alcançou, em abril deste ano, 486 mil barris de petróleo por dia (bpd), aumento de 3% em relação ao mês anterior. O dado consta no Boletim Mensal de Contratos de Partilha de Produção, divulgado hoje (13) pela Pré-Sal Petróleo (PPSA).
O campo que mais produziu no período foi Búzios, situado na Bacia de Santos, com 429 mil bpd. O restante foi produzido pelo Campo de Mero (44 mil bpd), Entorno de Sapinhoá (8 mil bpd) e Tartaruga Verde Sudoeste (4 mil bpd).
No mês em questão, a União teve direito à parcela de 18,8 mil bpd do total da produção diária, denominado Excedente em Óleo da União. Desse total, 6,9 mil bpd vieram de Mero, 6,1 mil bpd de Búzios, 5,4 mil bpd do Entorno de Sapinhoá e 400 bpd de Tartaruga Verde Sudoeste.
A PPSA informou que, desde o início da série histórica do regime de partilha, em 2017, a produção acumulada é de 167 milhões de barris de petróleo. Até abril deste ano, a parcela acumulada de petróleo da União era de 14 milhões de barris de petróleo.
Gás
Também no mês de abril, a produção total do gás natural com aproveitamento comercial mostrou média de 1,39 milhão de metros cúbicos por dia (m³/dia) em três contratos. Búzios contribuiu com 1,16 milhão de m³/dia, enquanto Entorno de Sapinhoá e Tartaruga Verde Sudoeste produziram 202 mil e 31 mil m³/dia, respectivamente. Em comparação a março, o volume de gás disponível apresentou aumento de 19%.
Em relação ao Excedente em Gás Natural, a União teve direito a 164 mil m³/dia em abril, dos quais 145 mil m³/dia foram provenientes do Entorno de Sapinhoá; 16 mil m³/dia de Búzios; e 3 mil m³/dia de Tartaruga Verde Sudoeste. Desde 2017, a produção acumulada de gás natural com aproveitamento comercial, em regime de partilha de produção, atinge 519 milhões de m³, sendo 119 milhões de m³ de direito da União.
A empresa PPSA atua na gestão dos contratos de partilha de produção, gestão da comercialização de petróleo e gás natural e na representação da União nos acordos de individualização da produção.
Edição: Denise Griesinger
15/06/2022
Produção de petróleo cresce 0,6% em abril
O Brasil produziu, no último mês de abril, 2,999 milhões de barris diários (Mmbbl/d) de petróleo, com aumento de 0,6% em comparação ao mês anterior. Em relação a abril de 2021, houve expansão de 0,8%. Foram produzidos ainda 137 milhões de metros cúbicos diários (MMm3/d) de gás natural, com elevação de 1,8% em relação a março e de 4,1% na comparação com abril do ano anterior. No total, foram produzidos 3,860 milhões de barris de óleo equivalente por dia (MMboe/d).
Os dados foram divulgados hoje (3) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e estão disponíveis no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural. Também podem ser acessados, de forma interativa, nos Painéis Dinâmicos de Produção de Petróleo e Gás Natural.
Pré-sal
A produção na região do pré-sal registrou, em abril, volume de 2,911 milhões de barris de óleo equivalente por dia (MMboe/d), sendo 2,298 MMbbl/d de petróleo e 97,6 MMm3/d de gás natural, o que correspondeu a 75,4% da produção nacional. De acordo com a ANP, houve aumento de 1,2% em relação ao mês anterior e de 5,4% em relação a abril de 2021. A produção teve origem em 129 poços.
Em abril, o aproveitamento de gás natural foi de 98%. Foram disponibilizados ao mercado 52,2 MMm³/dia. A queima de gás no mês atingiu 2,8 MMm³/d, mostrando redução de 7,3%, se comparada ao mês anterior, e de 4,5% em comparação ao mesmo mês de 2021.
No mês analisado, os campos marítimos produziram 97,3% do petróleo e 86,5% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 94,4% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil.
Destaques
O campo de Tupi, situado no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural em abril, registrando 858 MMbbl/d de petróleo e 41,2 MMm3/d de gás natural. A plataforma Petrobras 77, operando no campo de Búzios por meio de cinco poços a ela interligados, produziu 158,096 Mbbl/d de petróleo e foi a instalação com maior produção de petróleo.
A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Leste do Uruco, por meio de 33 poços, foi a de maior produção de gás natural, respondendo por 7,756 Mmm³/d.
Estreito, na Bacia Potiguar, apresentou o maior número de poços produtores terrestres (952), enquanto Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número (64).
Os campos de acumulações marginais, por sua vez, produziram 372,3 boe/d, sendo 136 bbl/d de petróleo e 37,6 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 212,9 boe/d.
Áreas
No mês de abril deste ano, a produção nacional foi procedente de 275 áreas concedidas, cinco áreas de cessão onerosa e seis de partilha, operadas por 42 empresas. Dessas áreas, 62 são marítimas e 224 terrestres, sendo 12 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.089 poços, dos quais 447 são marítimos e 5.642 terrestres.
O boletim da ANP revela ainda que as bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 91,380 Mboe/d, sendo 68,120 Mbbl/d de petróleo e 3,698 MMm³/d de gás natural. Desse total, 42,9 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 48,5 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela companhia nacional, dos quais: 19.884 na Bahia, 19.649 no Rio Grande do Norte, 7.312 em Alagoas, 1.477 no Espírito Santo e 178 boe/d em Sergipe.
04/06/2022
Inflação medida pelo IGP-DI sobe 2,37% em março, informa a FGV
A inflação medida pelo Índice Geral de Preços – Disponibilidade Interna (IGP-DI) subiu 2,37% em março, acima do 1,5% verificado em fevereiro. O acumulado do ano está em 6% e a alta chega a 15,57% em 12 meses. Em março do ano passado, o índice registrava inflação de 2,17% e acumulava alta de 30,63% em 12 meses.
Os dados foram divulgados hoje (6) pelo Instituto Brasileiro de Economia da Fundação Getulio Vargas (Ibre/FGV). O IGP-DI indica o movimento de preços em toda a cadeia produtiva: desde as matérias-primas agrícolas e industriais, passando pelos produtos intermediários até os de bens e serviços finais.
O coordenador dos índices de preços da FGV André Braz explica que o Índice de Preços ao Produtor Amplo (IPA), que subiu 2,8% em março, foi impactado pelos derivados de petróleo.
“O IPA, índice de maior expressão na composição do resultado do IGP, recebeu, nesta apuração, forte influência dos derivados do petróleo, cujos destaques foram diesel (de 2,7% para 16,86%), gasolina (de 1,71% para 12,69%) e adubos ou fertilizantes (-5,21% para 7,97%) que juntos responderam por 30% do resultado do IPA”.
Em fevereiro, o IPA subiu 1,94%. Por estágios de processamento, a taxa do grupo bens finais passou de 1,73% em fevereiro para 3,64% em março, sofrendo o impacto dos alimentos processados (de 0,61% para 4,03%). O índice de Bens Finais (ex), que exclui os alimentos in natura e combustíveis para o consumo, subiu 2,14% em março, depois da alta de 0,91% em fevereiro.
O grupo bens intermediários passou de 1,31% em fevereiro para 3,19% em março, com o avanço do subgrupo combustíveis e lubrificantes para a produção (de 6,57% para 12,9%). O índice de bens intermediários (ex), calculado com a exclusão de combustíveis e lubrificantes para a produção, acelerou de 0,42% para 1,45% em março.
No estágio das matérias-primas brutas, a taxa desacelerou, variando 1,73% em março, depois da alta de 2,76% em fevereiro. Ocorreram reduções na variação de preço da soja em grão (de 10,16% para 3,48%), do café em grão (de 0,89% para -10,76%) e do milho em grão (de 4,92% para 1,49%). As principais altas foram no minério de ferro (-0,10% para 2,82%), na mandioca (-6,01% para 8,63%) e nas aves (0,39% para 6,95%).
IPC
De acordo com o Ibre/FGV, o Índice de Preços ao Consumidor (IPC) variou 1,35% em março, após alta de 0,28% em fevereiro. Entre as oito classes de despesa componentes do índice, sete tiveram movimento de acréscimo na variação. Foram elas: transportes (de 0,07% para 2,51%), habitação (de 0,33% para 1,23%), alimentação (de 1,2% para 1,99%), educação, leitura e recreação (de -0,51% para 0,67%), saúde e cuidados pessoais (de -0,12% para 0,29%), vestuário (de 0,33% para 1,04%) e despesas diversas (de 0,08% para 0,39%).
O instituto destaca o comportamento dos preços da gasolina, que passou de variação de -1,35% em fevereiro para 5,08% em março, da tarifa de eletricidade residencial (de -0,73% para 1,60%), hortaliças e legumes (de 8,44% para 14,79%), passagem aérea (de -4,09% para 3,26%), perfume (de -3,00% para 2,60%), roupas (de 0,34% para 1,17%) e serviços bancários (de 0,06% para 0,41%).
Também teve decréscimo na variação entre fevereiro e março o grupo comunicação, que passou de 0,08% para -0,11%, influenciado pela redução na tarifa de telefone residencial, que foi de -0,41% para -0,83%.
Já o Índice Nacional de Custo da Construção (INCC) variou 0,86% em março, ante 0,38% em fevereiro deste ano. Entre os componentes do indicador, materiais e equipamentos passaram de 0,28% em fevereiro para 0,5% em março, serviços foram de 1,66% para 0,7% e a mão de obra acelerou de 0,25% para 1,21%.
Edição: Denise Griesinger
06/04/2022
Petróleo: reservas provadas crescem 11% em 2021 no Brasil
As reservas provadas de petróleo aumentaram 11% no Brasil em 2021, segundo o Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR), divulgado nesta quinta-feira (31) pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Também houve aumento de 14,3% no volume relativo ao somatório de reservas provadas e prováveis e de 19,8% no somatório das provadas, prováveis e possíveis, em comparação com os dados de 2020.
“Foram declarados pelas empresas contratadas para exploração e produção no Brasil, 13,24 bilhões de barris de petróleo de reservas provadas, 19,95 bilhões de barris de reservas provadas mais prováveis, e 24,24 bilhões de barris de reservas provadas, mais prováveis e possíveis. No pré-sal, houve aumento de 15,7% nas reservas provadas em relação a 2020, totalizando 9,621 bilhões de barris”, informou a ANP.
Segundo a agência, no caso do gás natural, foram declarados 378,65 bilhões de metros cúbicos de reservas provadas, 491,92 bilhões de m³ de reservas provadas, mais prováveis, e 560,40 bilhões de m³ de reservas provadas, mais prováveis e mais possíveis, que correspondem a aumentos de 11,7%, 20,3% e 24%, respectivamente, em relação a 2020.
“Em geral, as mudanças ocorridas no volume das reservas de petróleo e gás natural brasileiras são devidas à produção realizada durante o ano, às reservas adicionais oriundas de novos projetos de desenvolvimento, declarações de comercialidade e revisão das reservas dos campos por diferentes fatores técnicos e econômicos. Neste ano, o destaque foi a inclusão dos volumes referentes ao excedente da cessão onerosa dos campos de Búzios e Itapu”, explicou a agência.
01/04/2022
Petrobras bate todas as metas de produção para o ano de 2021
A Petrobras anunciou hoje (9) ter batido todas as metas de produção estabelecidas para o ano de 2021, registrando vários recordes, entre os quais se destaca o resultado obtido na produção própria do pré-sal, com média anual de 1,95 milhão de barris de óleo equivalente, representando 70% da produção total da empresa.
“Nossa produção no pré-sal vem crescendo rapidamente e o recorde registrado representa mais do que o dobro do volume que produzíamos nesta camada há cinco anos”, disse o diretor de Desenvolvimento da Produção, João Henrique Rittershaussen.
No dia 23 de agosto do ano passado, teve início a produção do FPSO Carioca, primeira plataforma no Campo de Sépia, no pré-sal da Bacia de Santos. No ano, foram interligados três novos poços produtores e, atualmente, a produção operada é superior a 130 mil barris de petróleo por dia.
A companhia registrou no dia 18 de julho de 2021 a alavancagem da P-70, no Campo de Atapu, em menos de 13 meses. Com isso, a plataforma atingiu, com quatro poços produtores, a produção operada de 161 mil barris de petróleo por dia, superando a capacidade nominal do projeto.
Foi batido também o recorde anual de aproveitamento de gás, com a marca de 97,2% do gás produzido. Segundo a Petrobras, esse recorde contribui de forma significativa para a redução das emissões e maior eficiência em carbono.
Búzios
No dia 1º de setembro passado, houve a assinatura e o início da vigência do acordo de coparticipação do Campo de Búzios, que regula a coexistência do Contrato de Cessão Onerosa e do Contrato de Partilha de Produção do Excedente da Cessão Onerosa para o campo. A Petrobras passou a deter 90% dos direitos de exploração e produção dos volumes excedentes, excluída a parcela da Pré-Sal Petróleo (PPSA), e 92,666% dos volumes da jazida compartilhada. Criada em 2013 e vinculada ao Ministério de Minas e Energia, a Pré-Sal Petróleo atua em três frentes: gestão dos contratos de partilha de produção, gestão da comercialização de petróleo e gás natural e representação da União nos acordos de unitização, ou individualização.
Em 17 de dezembro de 2021, a Petrobras adquiriu os direitos de exploração e produção dos volumes excedentes aos da Cessão Onerosa nos campos de Atapu e Sépia e exerceu seu direito de atuar como operadora, com 30% de participação no consórcio vencedor de Sépia. Para Atapu, o consórcio será integrado pela Petrobras como operadora, com 52,5% de participação.
Com o início da vigência do Regime de Partilha de Produção em Atapu e Sépia, previsto para maio de 2022, as participações da Petrobras nas jazidas compartilhadas, incluindo as parcelas do Contrato de Cessão Onerosa e dos Contratos de Concessão, e excluindo a parcela da PPSA, passarão a ser respectivamente da ordem de 65,69% para Atapu e 55,30% para Sépia.
Compromisso
Para o diretor de Exploração e Produção da companhia, Fernando Assumpção Borges, “o alcance desses resultados demonstra o compromisso da Petrobras com o cumprimento das suas metas e o foco em ativos em águas profundas e ultraprofundas, que têm demonstrado grande diferencial competitivo, produzindo óleo de baixo custo de extração e alta qualidade, com baixas emissões de gases de efeito estufa”.
A Petrobras destacou ainda, em 2021, o crescimento de 8,5% no volume de vendas de derivados em relação a 2020, com ênfase no aumento da comercialização de gasolina, diesel e querosene para aviação, devido, principalmente, ao forte impacto nas vendas causado pela pandemia do novo coronavírus em 2020, além da menor importação de gasolina e diesel por terceiros entre os períodos, resultando em aumento da participação da companhia no mercado.
Outro derivado que contribuiu para o incremento do volume de vendas total foi o óleo combustível, cujas vendas evoluíram em 2021 na comparação com o ano anterior, em razão da maior demanda para uso em térmicas.
A Petrobras bateu também o recorde anual de vendas e produção de diesel S-10 em 2021, que garante melhores resultados ambientais e econômicos para os usuários. O aumento nas vendas de diesel S-10 atingiu 34,7%, com expansão de 10% na produção.
10/02/2022
Royalties sobre produção de petróleo somaram valor recorde em 2021
A arrecadação da União, estados e municípios com royalties e participação especial sobre a produção de petróleo e gás natural foi recorde em 2021, segundo balanço divulgado hoje (27) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Foram distribuídos R$ 37,6 bilhões de royalties e R$ 36,8 bilhões de participação especial para estados, municípios e União, valores que superam em 65% o que foi arrecadado em 2020.
A agência reguladora explica que o aumento da arrecadação se deve principalmente à alta do preço do barril de petróleo no mercado internacional e à perda de valor do real frente ao dólar. A ANP também destaca que houve crescimento da produção dos campos sob o regime de partilha de produção, localizados no polígono do pré-sal.
Os royalties são uma compensação financeira paga pelas empresas que produzem petróleo e gás natural à União, às unidades federativas e aos municípios, já que as receitas são obtidas a partir de recursos não renováveis que pertencem ao país.
A cobrança incide sobre o valor da produção de cada campo e é paga mensalmente por essas empresas. Para chegar ao valor devido pelas petrolíferas por campo de produção, a ANP leva em conta a alíquota prevista no contrato para exploração e produção de petróleo e gás, a produção mensal de petróleo e gás natural do campo e o preço de referência desses recursos no mês.
Já a participação especial é distribuída trimestralmente aos entes públicos e é uma compensação financeira extraordinária devida pelas empresas que exploram campos com grande volume de produção ou grande rentabilidade.
Nesse caso, as alíquotas são progressivas e variam de acordo com a localização, o número de anos de produção e o volume produzido pelo campo no trimestre. A cobrança é, então, aplicada sobre a receita líquida da produção trimestral de cada campo, considerando as deduções previstas em lei (royalties, investimentos na exploração, custos operacionais, depreciação e tributos).
27/01/2022