A Petrobras comunica o volume de suas reservas provadas de petróleo (óleo e condensado) e gás natural, apuradas no final de 2014, segundo os critérios ANP/SPE (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / Society of Petroleum Engineers) e SEC (US Securities and Exchange Commission).

Reservas Provadas segundo Critérios ANP/SPE:

Segundo estes critérios de classificação e apropriação de reservas, em 31 de dezembro de 2014, as reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras atingiram 16,612 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), representando um aumento de 0,3% em relação a 2013 (16,565 bilhões de boe).

Em adição às reservas provadas de 2013 (16,565 bilhões de boe), foi apropriado um volume de 1,150 bilhão de boe durante o ano de 2014. Por outro lado, foram realizados desinvestimentos que proporcionaram a monetização antecipada de 0,164 bilhão de boe de reservas provadas na Colômbia, Peru, Argentina e Estados Unidos (com a correspondente dedução deste volume) e também a devolução de 11 concessões no Brasil (Caravela, Estrela do Mar, Cavalo Marinho, Tubarão, Iraí, Pojuca Norte, Gaiúba, Carataí, Moréia, Carapiá e Guaiamá) que acarretou uma dedução de reservas provadas no montante de 0,043 bilhão de boe.

O balanço entre apropriações, vendas de ativos (monetização de reservas da Petrobras no exterior) e devoluções de concessões no Brasil resultou em um acréscimo de 0,943 bilhão de boe às reservas provadas da Petrobras, mais do que compensando a produção de 2014, que foi de 0,896 bilhão de boe, conforme mostra o Gráfico 1.

Convém ressaltar que esse volume produzido de 0,896 bilhão de boe em 2014 não considera os Testes de Longa Duração (TLD) em blocos exploratórios no Brasil nem a produção da Bolívia, uma vez que para este país, de acordo com o artigo 357 da sua Constituição (promulgada em 07/02/2009), as reservas não podem ser registradas pelo concessionário e, no caso dos TLDs a área ainda é exploratória, não tendo sido declarada comercialidade, portanto ainda não possui reserva associada.

Como resultado, a Petrobras apresentou um Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 105%. Ou seja, os volumes apropriados, subtraídos os volumes monetizados de forma antecipada por meio de desinvestimentos, e aqueles devolvidos, foram 5% superiores à produção do ano de 2014. Salienta-se que, em 2014, a produção de óleo equivalente da Petrobras considerada nesta estimativa de reservas teve incremento de 4,1% em relação a 2013 (0,861 bilhão de boe). Isso quer dizer que, mesmo com o aumento significativo do volume produzido, a Companhia manteve o crescimento de suas reservas provadas.

É importante registrar que a venda de ativos de exploração e produção na Colômbia, Peru, Argentina e Estados Unidos ocorreu entre setembro de 2013 e fevereiro de 2014. A venda foi realizada em momentos de elevado patamar de preços de petróleo (que variaram de 108,00 US$/bbl a 111,90 US$/bbl, nos meses de realização das vendas), anteriores à recente e rápida queda de preços observada no mercado. Como informação, caso a Petrobras não tivesse monetizado estas reservas em 2014, apresentaria um Índice de Reposição de Reservas Orgânico (*) de 124%.

No Brasil, no ano de 2014, ressalta-se o expressivo crescimento de 23% das reservas provadas do Pré-Sal em relação ao ano de 2013. Deste modo, o Pré-Sal passou a responder por mais de 30% das reservas provadas da Petrobras em apenas seis anos após o início da produção do primeiro barril do Pré-Sal, que foi na Bacia de Campos, em 2008. Este crescimento de reservas provadas contribuiu de forma significativa para que Petrobras, no Brasil, obtivesse como resultado um Índice de Reposição de Reservas de 125%, ficando acima de 100% pelo vigésimo terceiro ano consecutivo. A produção da Petrobras no Brasil este ano foi de 0,839 bilhões de boe, excluindo-se os TLDs, 4,9% acima da produção em 2013.

Os destaques de 2014, em termos de reservas provadas no Brasil, foram:

Declaração de comercialidade de cinco áreas exploratórias do Pré-Sal, sendo quatro relativas ao Contrato de Cessão Onerosa, que originaram oito campos: Sépia (Nordeste de Tupi), Itapu (Florim), Sul de Sapinhoá (Sul de Guará), Atapu (Entorno de Iara), Norte de Berbigão (Entorno de Iara), Sul de Berbigão (Entorno de Iara), Norte de Sururu (Entorno de Iara) e Sul de Sururu (Entorno de Iara), e uma de Contrato de Concessão na Bacia de Santos que originou três novos campos: Berbigão (BM-S-11), Oeste de Atapu (BM-S-11) e Sururu (BM-S-11):

Nesses campos da Cessão Onerosa foi apropriado um volume de 0,243 bilhão de boe como reserva provada em 2014;

Esses oito campos da Cessão Onerosa, adicionados aos dois que tiveram declaração de comercialidade realizada em 2013 (Búzios e Sul de Lula), permitirão a produção do volume contratado de 5 bilhões de boe. Para efeito de classificação de reservas, a apropriação deste volume contratado como Reserva Provada ocorrerá ao longo dos próximos anos, em função das atividades de desenvolvimento da produção e de acordo com os critérios ANP/SPE e SEC. Atualmente as áreas da Cessão Onerosa contabilizam este volume de 5 bilhões de boe como Reservas Totais.

Campos com Declaração de Comercialidade em 2014 – Bacia de Santos

Nos três novos campos de Contrato de Concessão do Pré-Sal da Bacia de Santos foi apropriado um volume de 0,037 bilhão de boe como reserva provada em 2014, este valor corresponde à parcela de 65% da Petrobras no consórcio relativo ao bloco BMS-11. O volume complementar ao volume descoberto economicamente recuperável será objeto de novas apropriações de reservas provadas, conforme os projetos de desenvolvimento da produção, já identificados, forem implantados ao longo dos próximos anos.

Declaração de comercialidade de uma área exploratória na Bacia do Solimões, que originou o campo denominado de Arara Azul (BT-SOL-3 – Bloco SOL-T-171), apropriando de imediato um volume de reserva provada de 0,008 bilhão de boe;

Incorporação de 0,015 bilhão de boe de reservas provadas, a partir do sucesso continuado da atividade exploratória, de volume relativo à descoberta de nova acumulação de carbonatos albianos (área de Suruanã) próxima de infraestrutura existente, no campo de Roncador na Bacia de Campos;

Incremento de reservas provadas, nos campos em produção no Pré-Sal, resultante de respostas positivas do comportamento dos reservatórios, dos mecanismos de recuperação (injeção de água) e da eficiência operacional dos sistemas de produção em operação, bem como da crescente atividade de perfuração e interligação de poços, tanto na Bacia de Santos quanto na Bacia de Campos.  Desta incorporação de reservas, 43% foram de Búzios (Cessão Onerosa), 36% dos campos de Lula, Lula/Área de Iracema e Sapinhoá, na Bacia de Santos, e 21% dos campos que compõem a área denominada de Parque das Baleias, além dos campos de Marlim Leste e de Barracuda, na Bacia de Campos; e,

Incremento do Fator de Recuperação dos campos produtores do Pós-Sal: campos de Marlim Leste, Marlim Sul, Tartaruga Verde e Tartaruga Mestiça, na Bacia de Campos.

Os destaques de 2014, em termos de reservas provadas no exterior, foram:

Monetização antecipada de reservas da Petrobras no Peru, Colômbia, Argentina e Estados Unidos, totalizando um volume de reserva provada de 0,164 bilhão de boe, por meio de desinvestimentos;

Aumento de prazo de concessões de campos na Argentina, que venceriam até 2017, por 10 anos, apropriando um volume de reserva provada de 0,031 bilhão de boe; e,

Apropriações devidas à execução da campanha de poços exploratórios e de desenvolvimento da produção prevista em campos onshore da Argentina e offshore no Golfo do México americano.

A Petrobras não registra reservas na Bolívia, uma vez que a Constituição deste país, como já mencionado, proíbe divulgação e registro de suas reservas.

Reservas Provadas segundo Critérios SEC:

Segundo estes critérios de classificação e apropriação de reservas, em 31 de dezembro de 2014, as reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras atingiram 13,131 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), o que representa um aumento de 0,1% em relação a 2013 (13,123 bilhões de boe).