Petrobras (PETR4) acrescenta 150 mil barris por dia em sua produção; veja

A Petrobras (PETR4) iniciou ainda nesta quarta-feira (30) a produção da plataforma FPSO Almirante Barroso, no Campo de Búzios.

https://files.sunoresearch.com.br/n/uploads/2024/02/1420x240-Banner-Home-1.png

Trata-se de uma unidade com capacidade de produzir um volume de até 150 mil barris de óleo e 6 milhões de m³ de gás, aumentando a produtividade da Petrobras.

Com isso, o FPSO Almirante Barroso deve somar à produção de óleo do campo de Búzios, cuja média atual é de 560 mil barris por dia (cerca de 17% da produção nacional).

O FPSO Almirante Barroso é uma unidade afretada junto à Modec, e está localizado a 180 km da costa do Rio de Janeiro, e opera sua produção em uma profundidade de água de 1900 metros.

“Búzios é o maior campo em águas profundas do mundo e o conceito atual de desenvolvimento contempla 11 plataformas. Atualmente, seis unidades estão em processo de construção (FPSO Almirante Tamandaré, P-78, P-79, P-80, P-82 e P-83). A Petrobras é a operadora do campo com 88,99% de participação na jazida compartilhada de Búzios, tendo como parceiras a CNOOC com 7,34% e a CNODC com 3,67%”, diz o comunicado da Petrobras.

“Búzios sintetiza o quanto o pré-sal é representativo para a produção da Petrobras, além de ser importante para a segurança energética do país. Até 2025, quando o FPSO Almirante Barroso estará próximo de sua capacidade máxima e teremos a entrada de outras unidades, a produção do campo deve chegar próximo da marca de 700 mil barris por dia”, disse o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates.

https://files.sunoresearch.com.br/n/uploads/2024/02/1420x240-Banner-Home-2-1.png

Petrobras terá para realocar US$ 3 bi se for barrada na foz do Amazonas

Se for mantida a decisão do Ibama de negar a licença ambiental para a Petrobras (PETR4) explorar a bacia da foz do Amazonas, na Margem Equatorial brasileira, a empresa terá de decidir onde aplicar os US$ 3 bilhões destinados para a exploração da área.

Na revisão do Plano Estratégico 2023-2027, esses recursos poderão tanto impulsionar a transição energética quanto ajudar na volta da internacionalização da estatal, em busca de novas reservas.

A revisão do plano estratégico precisa ser entregue pela diretoria ao conselho de administração até julho, mas a previsão é de que a versão 2024-2028 seja entregue apenas em novembro.

“Não podendo fazer exploração na área, metade do potencial exploratório da Petrobras desaparece. A empresa vai ter de rever o plano estratégico e decidir se vai usar esse investimento no Brasil ou não”, diz Edmar Almeida, professor do Instituto de Energia da PUC-Rio.

Ele explica que não faz sentido destinar esses recursos para o pré-sal, segundo maior destino dos investimentos em exploração da companhia, mas que já não possui áreas interessantes para explorar. O caminho seria buscar reservas fora do Brasil.

As melhores alternativas, pela escala do volume de possíveis reservas, seriam a Margem Equatorial, via Guiana ou Suriname, e a Namíbia, na África. “Do ponto de vista exploratório, no pré-sal o grande esforço já foi feito. Em termos de exploração não tem muito mais do que a Petrobras já está fazendo”, constata.

A Margem Equatorial contém cinco bacias, do Rio Grande do Norte ao Amapá, e é considerada a última grande fronteira no Brasil para a descoberta de reservas de petróleo.

Sem ela, a Petrobras teria de buscar a internacionalização para aumentar seus números, diz Almeida.

https://files.sunoresearch.com.br/n/uploads/2023/03/1420x240-Controle-de-Investimentos.png

Eduardo Vargas

Compartilhe sua opinião