Autor: redacao

A Petrobras anunciou na última segunda-feira 8/2 o encerramento da fase de ofertas para a venda da Refinaria Landulpho Alves (RLAM), na Bahia. O Mubadala Capital apresentou a melhor oferta final, no valor de US$ 1,65 bilhão. Cabe destacar que este processo está inserido na estratégia de gestão de portfólio da Petrobras, fundamental para que a companhia reduza seu endividamento e possa investir em ativos com maior retorno financeiro.

Nenhum empregado da Petrobras será demitido por conta deste processo. A companhia oferece opções aos empregados como transferência para outras atividades em outros polos da companhia. Também há a possibilidade de adesão a um programa de desligamento voluntário, que inclui um pacote de benefícios.

A venda de um ativo não significa descontinuidade de operações, pelo contrário. Nos últimos anos, tem se observado um movimento de incremento de economias locais com a entrada de novas empresas que adquiriram ativos da Petrobras. Os novos investidores tendem a buscar potencializar as produções e ampliar investimentos, como já é observado por exemplo em campos de petróleo e gás em terra e águas rasas que passaram para novos donos nos estados do Rio Grande do Norte e Amazonas.

Todas as decisões referentes aos desinvestimentos são comunicadas aos públicos de interesse, de forma transparente, atendendo às exigências de órgãos reguladores. Todo o processo de desinvestimento é auditado por órgãos de fiscalização e a venda só é concluída após aprovação das instancias competentes. De acordo com a sistemática de desinvestimento da Petrobras, só é possível dizer que a venda foi concluída após o closing/fechamento da operação.

Agência Petrobras

A Petrobras informa que sua subsidiária integral Petrobras Biocombustível S.A. (PBio) finalizou no dia (9/2) a venda da totalidade das suas ações (50% do capital da empresa) de emissão da BSBios Indústria e Comércio de Biodiesel Sul Brasil S/A (BSBios) para a empresa RP Participações em Biocombustíveis S.A. A BSBios é proprietária de duas usinas de biodiesel, no Rio Grande do Sul e no Paraná.

Após o cumprimento de todas as condições precedentes, a operação foi concluída com o pagamento de R$ 253 milhões para a PBio, já com os ajustes previstos no contrato. Além desse valor, R$ 67 milhões estão mantidos em conta vinculada (escrow) para indenização de eventuais contingências e liberados conforme prazos e condições previstas em contrato, e R$ 2 milhões foram recebidos antecipadamente na forma de juros sobre capital próprio em dezembro de 2020, totalizando o valor da operação em R$ 322 milhões.

Essa operação está alinhada à estratégia de otimização do portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, visando à maximização de valor para os seus acionistas.

Sobre a BSBios

A BSBios é proprietária de duas usinas de biodiesel:

(i) usina de biodiesel de Passo Fundo, localizada no Estado do Rio Grande do Sul, com capacidade de produção de 414 mil m³/ano, capacidade de esmagamento de 1.152 mil toneladas/ano e capacidade de armazenamento de 120 mil toneladas de grãos, 60 mil toneladas de farelo e 7,5 mil m³ de biodiesel; e

(ii) usina de biodiesel de Marialva, localizada no Estado do Paraná, com capacidade de produção de 414 mil m³/ano e capacidade de armazenamento de 3 mil m³ de óleo vegetal, 1,5 mil m³ de gordura animal e 4,5 mil m³ de biodiesel.

Sobre a RP Participações em Biocombustíveis S.A.

Fundada em 2011, a RP Participações em Biocombustíveis S.A. é uma empresa controlada pela ECB Group e tem como atividade principal participar e investir em empresas que produzam e comercializem biocombustíveis. Seu principal investimento é a participação acionária na BSBios.

Agência Petrobras

A ANP realizará, no dia 23/02, às 9h, um workshop por videoconferência sobre a proposta de revisão da Resolução Conjunta ANP/Inmetro n°1/2013, que contém o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM). O documento estabelece as condições e os requisitos que os sistemas de medição de petróleo e gás natural devem observar, para garantir a credibilidade dos resultados de medição.

O objetivo do workshop é obter contribuições e subsídios para a elaboração da Análise de Impacto Regulatório (AIR) dos pontos da resolução mais relevantes a serem revisados. Durante o evento, serão apresentados os principais problemas regulatórios identificados pela ANP no âmbito da medição de petróleo e gás natural no país e as propostas de solução.

A iniciativa, que reforça a publicidade e a transparência dos atos da Agência, visa à simplificação dos atos normativos e à adequação dos requisitos aos níveis de exigência que a atividade atualmente demanda.

As inscrições e contribuições para o workshop deverão ser feitas até o dia 19/02. Saiba mais na página do evento.

Ascom ANP

A Petrobras concluiu a rodada final da fase vinculante do processo de venda da Refinaria Landulpho Alves (RLAM) e seus ativos logísticos associados, na Bahia. O Mubadala Capital apresentou a melhor oferta final, no valor de US$ 1,65 bilhão. A assinatura do contrato de compra e venda ainda está sujeita à aprovação dos órgãos competentes.

A Petrobras recebeu também propostas vinculantes para venda da Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR), no Paraná, mas decidiu pelo encerramento do processo, uma vez que as condições das propostas apresentadas ficaram aquém da avaliação econômico-financeira da Petrobras. Assim, a companhia iniciará tempestivamente novo processo competitivo para essa refinaria.

Os processos competitivos para venda da Refinaria Alberto Pasqualini (REFAP), no Rio Grande do Sul; Refinaria Isaac Sabbá (REMAN), no Amazonas; Refinaria Abreu e Lima (RNEST), em Pernambuco; Refinaria Gabriel Passos (REGAP), em Minas Gerais; Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste (LUBNOR), no Ceará; e Unidade de Industrialização do Xisto (SIX), no Paraná, continuam em andamento visando a assinatura dos contratos de compra e venda.

A Petrobras reforça o seu compromisso com a ampla transparência de seus projetos de desinvestimento e de gestão de seu portfólio e informa que as etapas subsequentes serão divulgadas ao mercado de acordo com a Sistemática para Desinvestimentos da companhia e com o Decreto 9188/2017.

Agência Petrobras

A Petrobras vem esclarecer notícia veiculada na tarde de sexta-feira, 5 de fevereiro de 2021, baseada em afirmações distorcidas divulgadas pela imprensa.

A manutenção da periodicidade de aferição da aderência entre o preço realizado e o preço internacional, adotada desde junho de 2020 e confirmada em janeiro de 2021, foi comunicada equivocadamente pela imprensa como alteração da política comercial da companhia.

Como prática adotada anteriormente e mantida desde 2019, a Petrobras segue a precificação de combustíveis alinhada aos preços internacionais convertidos para reais pela taxa de câmbio real/dólar norte-americano. Tal sistemática tem sido ampla e repetidamente divulgada ao mercado ao longo do tempo.

Em junho e agosto de 2019, divulgamos publicamente que os reajustes de preços não seguiriam mais periodicidade pré-definida, o que permanece inalterado.

Não obstante a Petrobras ser praticamente a única produtora de combustíveis de petróleo no Brasil, com 98% da capacidade de refino, enfrenta competição de importadores que têm participado com 20 a 30% do mercado doméstico, dependendo do produto.

Combustíveis são commodities globais, como soja e minério de ferro, cujos preços são tipicamente voláteis, assim como taxas de câmbio.

Diante de alta significativa da volatilidade dessas variáveis, a companhia decidiu, em junho de 2020, alterar de trimestral para anual o período de aferição da aderência entre o preço realizado e o preço internacional. Tal mudança não deve ser confundida, de forma alguma, com modificação de política comercial, de fixação de periodicidade para reajustes ou de metas de desempenho.

Da mesma forma, permanece inalterado o monitoramento contínuo dos mercados por nossa equipe, o que compreende, dentre outros procedimentos, a computação e análise diária do comportamento de nossos preços relativamente às cotações internacionais e o planejamento de ações para a correção de desvios.

Esta rotina empresarial, diferentemente de metas estratégicas, políticas e resultados, não se constitui em tema que mereça divulgação pública.

Como esperado, a mudança de periodicidade da aferição da aderência entre o preço realizado e o preço internacional não implicou prejuízo, tendo sido satisfeito o objetivo de manutenção da paridade de preços de importação no ano de 2020, da mesma forma que ocorreu em 2019.

Mesmo em período extremamente desafiador para a indústria global do petróleo, os resultados financeiros dos nove primeiros meses de 2020 revelaram forte geração de caixa e redução de dívida, contradizendo afirmações de supostos prejuízos decorrentes de nossa política comercial.

Em janeiro de 2021, a companhia manteve inalterada a periodicidade adotada a partir de junho de 2020 para aferição da aderência do alinhamento entre o preço realizado e o preço internacional, sem quaisquer outras mudanças.A volatilidade de preços de combustíveis e de taxas de câmbio, seja de alta ou de baixa, é fenômeno permanente, podendo aumentar ou diminuir, diante de eventos específicos não antecipados.

A simples modificação do período da aferição da aderência entre o preço realizado e o preço internacional, promovida há oito meses, não se constitui em rompimento com nosso inarredável compromisso com o alinhamento de nossos preços no Brasil aos preços internacionais e a consequente geração de valor para os acionistas.

A Petrobras reafirma as declarações do presidente Roberto Castello Branco, em evento na manhã da última sexta-feira, 05/02/2021, no Palácio do Planalto, de independência em relação a eventuais interferências externas na determinação de seus preços.

A Petrobras permanece fortemente comprometida com a geração de valor, a confiabilidade no suprimento de combustíveis de qualidade para seus clientes, o respeito às pessoas, ao meio ambiente e a segurança de suas operações.

Agência Petrobras

A Petrobras suspendeu preventivamente, desde o dia 1/2, a comercialização de um lote de Gasolina de Aviação (GAV) após a companhia realizar análises ao longo da cadeia de abastecimento que apontaram que um dos parâmetros do combustível encontrava-se levemente abaixo do limite mínimo da especificação, mas sem qualquer indício de adulteração.

Cabe esclarecer que, em janeiro, os primeiros testes no produto transportado para as distribuidoras demonstraram que o produto atendeu a todos os requisitos de certificação exigidos pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Porém, no início de fevereiro, novos testes realizados pela Petrobras com o mesmo lote, ao longo da cadeia de abastecimento, apontaram resultados divergentes dos que foram inicialmente encontrados.

Assim que a Petrobras detectou variação no parâmetro, a companhia (Petrobras) informou imediatamente aos clientes que adquiriram o produto e iniciou trabalho conjunto com os distribuidores para normalização do abastecimento. O retorno do fornecimento ocorrerá nesta sexta-feira (5/2) para a base da BR Distribuidora em Cubatão, a partir de novo lote que está em produção pela Petrobras.

Agência Petrobras

A ANP realizou no dia (3/2), por videoconferência, a audiência pública sobre o pré-edital e a minuta do contrato de concessão da 17ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios, prevista para ocorrer em 7/10/2021. Durante o período de consulta pública, a ANP recebeu 82 contribuições relativas ao pré-edital e 253 sobre a minuta do contrato de concessão.

“A 17ª Rodada constitui um marco relevante para o setor de petróleo e gás em 2021. Essa rodada representa o compromisso do Governo com a continuidade e previsibilidade da oferta de áreas exploratórias do país, transformando nossos recursos em riqueza para a sociedade brasileira”, afirmou o Diretor-Geral da ANP, Rodolfo Saboia, na abertura da audiência.

Saboia ressaltou ainda as medidas que a Agência vem tomando para aprimorar os processos licitatórios, como a Resolução ANP nº 837/2021, que permite que os agentes econômicos realizem a nominação de áreas de interesse. Ele lembrou também a importância da Oferta Permanente e da cessão de direitos como formas de ingresso das empresas nas atividades de exploração e produção, além das próximas rodadas previstas: a 18º Rodada, já autorizada pelo CNPE para 2022, e a 2ª Rodada do Excedente da Cessão Onerosa, que tem possibilidade de ocorrer ainda em 2021.

Na audiência, foram apresentados pela ANP os principais aspectos do pré-edital e da minuta de contrato. Entre as principais inovações nos instrumentos licitatórios da 17ª Rodada, destaca-se a oferta de três blocos exploratórios, localizados no setor SS-AUP5 da Bacia de Santos, que são cortados pelo limite das 200 milhas náuticas. O contrato de concessão desses blocos conterá disposição sobre o pagamento de valores devidos à Autoridade Internacional dos Fundos Marinhos (ISA), nos termos do artigo 82 da Convenção das Nações Unidas sobre o Direito do Mar (CNUDM), e redução decrescente da alíquota de royalties, a partir do 6º ano de produção, até atingir uma alíquota de 5% a partir do 10º ano de produção.

Foi reintroduzida ainda a Carta de Crédito emitida no exterior entre as garantias financeiras aceitas para fins de oferta e para cumprimento do Programa Exploratório Mínimo, modalidade admitida até a 10ª Rodada de Licitações. Também foi excluída a suspensão cautelar do contrato de concessão por atraso no processo de licenciamento ambiental, com o objetivo de obter maior celeridade processual.

A 17ª Rodada ofertará 92 blocos com risco exploratório, com área total de 53,93 mil km². Os blocos estão localizados em 11 setores de elevado potencial e de nova fronteira de quatro bacias sedimentares marítimas brasileiras: Campos, Pelotas, Potiguar e Santos.

Ascom ANP

A Petrobras teve seu melhor desempenho operacional em 2020, superando consideráveis desafios derivados da pandemia, contração da demanda global por combustíveis e preços baixos.

Foram obtidos recordes de produção anual, com 2,28 milhões de barris diários (MMbpb) de petróleo e LGN e de 2,84 milhões de barris de óleo equivalente por dia (MMboed) de produção total.  Anteriormente, marcas recordes haviam sido obtidas em 2015, de 2,23 MMbpd e 2,79 MMboed, respectivamente.

Outro aspecto positivo diz respeito à dimensão qualitativa da produção, extremamente importante para a geração de valor.

Em 2020, a produção dos campos do pré-sal foi de 1,86 MMboed, com participação de 66% na produção total, contra apenas 24% em 2015. Isso significa menores custos operacionais e petróleo de melhor qualidade.

O poço BUZ-12, localizado no campo de Búzios, teve a maior média de produção no ano, de 52,4 Mboed.

A produção média de óleo, LGN e gás natural realizada no ano está em linha com a meta de produção revisada e divulgada no Relatório de Produção e Vendas do 3T20 (2,84 MMboed), e supera em 5% a meta originalmente prevista (2,7 MMboed).

A produção média de óleo, LGN e gás natural no 4T20 foi de 2,68 MMboed, 9,1% abaixo do trimestre anterior, em função da retomada de grande parte das paradas programadas que não puderam ser efetuadas no 2T20 e no 3T20 devido à pandemia.

Destacamos os seguintes pontos, que foram fundamentais para a nossa sólida performance em 2020:

• maior produção das plataformas P-74, P-75, P-76 e P-77, no campo de Búzios, suportada pela ampliação da capacidade de processamento de óleo e gás das unidades, por meio da utilização de folgas temporárias de geração de energia e compressão de gás disponíveis, além do alto potencial de produção dos poços e do reservatório;

• menor número de intervenções em relação ao previsto para combate à corrosão por CO2 nos dutos submarinos de injeção de gás, viabilizado pelo desenvolvimento de novas ferramentas e tecnologias de inspeção;

• menor declínio de produção em relação ao previsto nos campos de Tupi e Sapinhoá, resultado do melhor desempenho dos reservatórios;

• maior eficiência de produção e otimização de paradas de produção nas plataformas, apesar do cenário de restrições operacionais decorrente dos impactos provocados pela pandemia.

Dando continuidade à gestão ativa de portfólio assinamos, no 4T20, contrato de venda da totalidade de nossa participação em 27 campos de terra e águas rasas, localizados nas Bacias do Recôncavo e de Sergipe-Alagoas. Ao mesmo tempo, finalizamos a venda das nossas participações nos Polos de Baúna (Bacia de Santos) e Tucano Sul (Bacia do Tucano), que produziram 14,2 Mboed em 2020.

Em novembro de 2020 foi iniciado o transporte do FPSO Carioca, desde o estaleiro em Dalian, na China, para o Brasil. A chegada no estaleiro em Angra dos Reis, no Rio de Janeiro está prevista para a primeira semana de fevereiro, onde serão finalizadas as atividades de integração e comissionamento. Esta plataforma de produção será instalada no campo de Sépia, com previsão de início da produção em meados de 2021, e terá capacidade de processamento de 180 Mbpd e 6 milhões de m³ de gás natural por dia.

Apesar do segundo ciclo de alta do número de casos de contaminação pela COVID-19 no Brasil, estamos conseguindo manter nossas atividades de operação e manutenção, sem prejuízo para as metas operacionais, enquanto mantemos intensa vigilância nos controles de acesso às nossas instalações por meio de testagem maciça, rastreamento e quarentenagem. Desde o início da pandemia a Petrobras já aplicou cerca de 480.000 testes em seus empregados e nos de empresas contratadas para a prestação de serviços.

Em um ano em que o excesso de estoques se constituiu em considerável desafio para a indústria global de petróleo, o nosso foco na melhoria de gestão de estoques permitiu a redução de nossos estoques em 8 milhões de barris de petróleo em 2020.

Esse foco na alocação eficiente de recursos – como demonstrado pela racionalização de nossos escritórios fora do Brasil – aliado à maior integração da logística, marketing e vendas resultou em recordes de exportação de petróleo e óleo combustível, compensando a contração da demanda doméstica por combustíveis, principalmente no 2T20.

As exportações de petróleo tiveram papel fundamental durante os piores momentos da pandemia, permitindo geração de caixa em um momento crítico, além de evitar perdas de produção. Em abril, no ápice da crise, foram exportados 1 milhão de barris por dia (saídas físicas). Adicionalmente, é importante ressaltar a bem sucedida performance do petróleo de Búzios, principal óleo da nossa cesta de exportação, com a inclusão de 14 novos clientes ao longo de 2020.

Em janeiro continuamos com uma ótima performance em exportações de petróleo, batendo mais um recorde, no terminal de Angra dos Reis, de 19,3 milhões de barris de petróleo exportados no mês de janeiro de 2021. O recorde anterior, em maio de 2020, foi de 18,7 milhões de barris de petróleo exportados.

Mesmo em um cenário adverso, as vendas de derivados se mantiveram em patamar similar ao de 2019, permitindo o fator de utilização (FUT) do parque de refino no mesmo nível do ano anterior a despeito da sua significativa redução no 2T20. Isso foi possível graças ao aumento das exportações, com destaque para o óleo combustível de baixo teor de enxofre (com recorde anual de 194 Mbpd em 2020), associado às novas ações comerciais implementadas em 2020, como os leilões de diesel e gasolina.

Em 2020, houve aumento de 2,8% na produção de derivados, consistente com os esforços de marketing e vendas de nossos produtos no mercado global e melhor estruturação logística.

A produção de diesel S-10, com baixo teor de enxofre, tem alcançado recordes desde julho, como reflexo de ações comerciais implementadas pela Companhia para ampliar a oferta deste produto em substituição ao S-500. Em outubro, alcançamos a marca de 408 Mbpd. A produção total de diesel S-10 em 2020 alcançou recorde anual, atingindo o patamar de 121 milhões de barris, consistente com nosso objetivo estratégico de lançar produtos mais limpos para a preservação do meio ambiente.

No segmento de Gás e Energia, a geração de energia em 2020 foi de 1.756 MW médios, representando queda de 13% em relação a 2019, devido ao menor consumo decorrente da queda na atividade econômica, como efeito da pandemia. No entanto, no 4T20 a geração de energia aumentou 315,4% em relação ao 3T20, refletindo a escassez de chuvas, o que implicou forte aumento na demanda por gás natural para substituição da geração de energia hidrelétrica.

Agência Petrobras

A Petrobras recebeu nesta última segunda-feira (01/02) as propostas comerciais das empresas pré-qualificadas para a licitação de construção das plataformas P-78 e P-79, que vão operar no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos. Foram recebidas três propostas, formuladas pelas empresas Keppel (Singapura), Samsung (Coréia do Sul) e Daewoo (Coréia do Sul). Faz parte dos planos apresentado pelas licitantes a contratação de companhias nacionais, como os estaleiros Brasfels (Angra dos Reis – RJ) e  EBR (São José do Norte – RS). Todos os grupos proponentes confirmaram o atendimento ao conteúdo local de 25% e apresentaram indicação de serviços a serem executados no Brasil através de parceria ou subcontratação de empresas nacionais. O índice de conteúdo local é requisito previsto em edital e compromissado com a ANP para o Excedente de Cessão Onerosa do campo de Búzios.

As plataformas P-78 e P-79 são do tipo FPSO, sigla em inglês para a unidade que produz, armazena e transfere petróleo e gás. As unidades farão parte da nova geração de plataformas da Petrobras, que incorpora melhorias e  lições aprendidas com a experiência nos últimos 10 anos no pré-sal e em outros projetos offshore. O processo de licitação segue a Lei 13.303/2016 e teve início em julho de 2020, com a participação de 10 empresas nacionais e internacionais, todas com reconhecida experiência e capacidade técnica e financeira compatível  com a construção requerida. As atuais estratégias de contratação e construção adotadas pela Petrobras têm por objetivo evitar atrasos nas entregas dos sistemas e acelerar o início do desenvolvimento das áreas de produção.

As propostas recebidas nessa semana estão em fase de julgamento pela Comissão de licitação. Em seguida, será iniciado processo de negociação de condições mais vantajosas à Petrobras, como previsto no Regulamento de Licitações e Contratos da Petrobras. A previsão é de que as propostas finais para construção das duas unidades sejam aprovadas no primeiro semestre de 2021. O início da operação das plataformas está previsto para 2025, com capacidade para processar diariamente 180 mil barris de óleo e 7,2 milhões de m3 de gás, cada uma.

Agência Petrobras

A ANP divulgou no dia (2/2) em seu portal o Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural da ANP, com dados detalhados da produção nacional referentes a dezembro de 2020. A publicação deste mês traz ainda um encarte especial com os dados consolidados de produção do ano de 2020. Nesse ano, a produção registrou recordes tanto na produção de petróleo quanto na de gás natural. A produção petrolífera aumentou 5,5% em relação a 2019, tendo alcançado uma média de 2,94 MMbbl/d (milhões de barris por dia), enquanto a de gás natural cresceu 4,1% em relação ao ano anterior, com média de 127 MMm³/d (milhões de m³ por dia).

A produção nacional em dezembro de 2020 foi de 3,525 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia), sendo 2,726 MMbbl/d de petróleo e 127 MMm³/d de gás natural. A produção de petróleo reduziu 1% se comparada com a do mês anterior e 12,2% frente a dezembro de 2019. No gás natural, houve aumento de 0,5% em relação a novembro e de 7,8% na comparação com o mesmo mês do ano anterior.

Pré-sal

A produção no Pré-sal em dezembro foi de 2,431 MMboe/d, sendo 1,921 MMbbl/d de petróleo e 81,1 MMm³/d de gás natural. No total, houve aumento de 0,3% em relação ao mês anterior e de 8,4% em relação a dezembro de 2019. A produção teve origem em 119 poços e correspondeu a 69% da produção nacional.

Aproveitamento do gás natural

Em dezembro, o aproveitamento de gás natural foi de 97,6 %. Foram disponibilizados ao mercado 57,7 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 3 MMm³/d, uma redução de 2,8 % se comparada ao mês anterior e de 17,1% se comparada ao mesmo mês em 2019.

Origem da produção

Neste mês de dezembro, os campos marítimos produziram 96,7% do petróleo e 81,5% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 93,7% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil. Porém, os campos com participação exclusiva da Petrobras produziram 38,3% do total.

 Destaques

Em dezembro, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 929 MMbbl/d de petróleo e 42 MMm³/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 76, produzindo no campo de Búzios por meio de quatro poços a ela interligados, produziu 144,395 Mbbl/d de petróleo e foi a instalação com maior produção de petróleo.

A instalação Polo Arara, produzindo no campo de Arara, por meio de 32 poços a ela interligados, produziu 6,815 MMm³/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 1.045.

Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 57.

Campos de acumulações marginais

Esses campos produziram 410,5 boe/d, sendo 113,2 bbl/d de petróleo e 47,3 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 292,8 boe/d

Outras informações

No mês de dezembro de 2020, 260 áreas concedidas, três áreas de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 36 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 62 são marítimas e 206 terrestres, sendo 10 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.489 poços, sendo 499 marítimos e 5.990 terrestres.

Nesse mês, 34 campos permaneceram com suas respectivas produções temporariamente interrompidas devido aos efeitos da pandemia de Covid-19, sendo 17 marítimos e 17 terrestres, e um total de 60 instalações marítimas permaneceram com produção interrompida. Não houve alteração em relação ao mês anterior.

O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28, sendo 2,8% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 91,3% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 5,9% óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 93,8 Mboe/d, sendo 74,8 mil bbl/d de petróleo e 2,9 MMm³/d de gás natural. Desse total, 74,8 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 19 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 12.023 boe/d no Rio Grande do Norte, 6.133 boe/d na Bahia, 365 boe/d no Espírito Santo, 270 boe/d em Alagoas e 191 boe/d em Sergipe.

Ascom ANP