Os efeitos negativos da recessão global provocada pela crise de saúde pública não chegaram a impactar de forma substancial a performance da produção e vendas no 1T20. A produção média de óleo, LGN e gás natural foi de 2.909 Mboed implicando em produção comercial de 2.606 Mboed e produção de petróleo de 2.320 Mbpd. Tais volumes comparados ao mesmo período de 2019 representam crescimento de 14,6% na produção total, 13,3% na produção comercial e 17,7% na produção de óleo, devido ao ramp-up das plataformas que entraram em produção em 2018 e 2019 (P-74, P-75, P-76 e P-77 no campo de Búzios, P-67 e P-69 no campo de Lula e P-68 nos campos de Berbigão e Sururu). Vale ainda destacar que a plataforma P-77, no campo de Búzios, atingiu em janeiro de 2020 a capacidade de produção de 150 Mbpd em apenas 10,4 meses.

Para lidar com a dramática contração da demanda global de petróleo – estimada em 25-30 MMbpd no 2T20 – e combustíveis decidimos inicialmente reduzir a produção de óleo em abril para 2,07 MMbpd e o fator de utilização de nossas refinarias de 79% para 60% ao mesmo tempo em que reforçamos a capacidade logística de exportação de petróleo cru, diesel e óleo combustível.

Tais medidas têm contribuído para a geração de caixa e o declínio de estoques, permitindo a manutenção de folga razoável na capacidade de estocagem, evitando consequentemente a adoção de medidas custosas como o afretamento de navios para armazenar líquidos.

Com a evolução da demanda por nossos produtos se mostrando melhor do que o esperado, optamos pelo retorno gradual para um patamar de produção média de óleo de 2,26 MMbpd em abril acompanhado de aumento do fator de utilização da capacidade do refino.

O ambiente de incertezas se reflete numa dinâmica bastante fluida dos mercados o que nos exige seu monitoramento contínuo visando à otimização da gestão da capacidade produtiva.

A plataforma P-70, unidade que produzirá no campo de Atapu, no pré-sal da Bacia de Santos, teve suas atividades de ancoragem concluídas e está em finalização das atividades de interligação. Dessa forma, mantemos a expectativa de iniciar a produção ainda no primeiro semestre deste ano. A unidade tem capacidade de processamento de óleo de 150 Mbpd e de processamento de gás de 6 milhões de m3/dia.

Em 16 de março, o casco do FPSO P-71 chegou ao Espírito Santo para integração aos demais módulos no Estaleiro Jurong Aracruz (EJA), com previsão de conclusão em 2022. A P-71 tem capacidade de processamento de óleo de 150 Mbpd e de processamento de gás de 6 milhões de m³/dia.

No campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, atingimos novos recordes de produção no dia 10 de março, com as marcas de 640 Mbpd e 790 Mboed, produzidos nas quatro plataformas (P-74, P-75, P-76 e P-77) atualmente instaladas no campo.

No 1T20, iniciamos o Teste de Longa Duração na área denominada Farfan, localizada a aproximadamente 70 km da costa do Sergipe, que foi o primeiro a ser realizado em águas ultraprofundas no Nordeste. Os dados adquiridos sobre o comportamento do reservatório em produção e as características do seu petróleo serão analisados e subsidiarão o desenvolvimento do campo, que faz parte do projeto Sergipe Águas Profundas.

Dentro da nossa estratégia de recomposição do portfólio exploratório, identificamos em abril a presença de óleo em poço pioneiro do bloco Uirapuru, localizado no pré-sal da Bacia de Santos. O bloco foi adquirido na 4ª Rodada de Partilha de Produção, em junho de 2018. A Petrobras é operadora do bloco e detém 30% de participação, em parceria com ExxonMobil (28%), Equinor (28%) e Petrogal (14%).

Identificamos, também, a presença de óleo em poço exploratório do bloco Sudoeste de Tartaruga Verde, localizado na Bacia de Campos. O bloco foi adquirido na 5ª Rodada de Partilha de Produção, em setembro de 2018. A Petrobras é operadora do bloco com 100% de participação.

Destaques em Refino

No segmento de refino, destaque para a carga média processada de destilação de 1.763 Mbpd, representando um fator de utilização de refino de 79% e um aumento de 3% em relação ao 4T19, sem impacto significativo da COVID 19 na performance deste trimestre. Apesar do resultado positivo no 1T20, as restrições para a movimentação de pessoas e para o funcionamento de segmentos da economia a partir do final do trimestre tiveram como consequência uma queda abrupta na demanda interna por derivados de petróleo, com exceção do GLP. Foram feitas otimizações nas nossas plantas de forma adequar a produção de derivados ao novo perfil de demanda, buscando alcançar a máxima rentabilidade do parque de refino.

A produção média total de derivados no 1T20 foi de 1.836 Mbpd, superando em 2,4% a produção do 4T19. As produções de bunker e de correntes de óleo combustível de baixo teor de enxofre seguiram em destaque, mantendo a sua valorização no mercado internacional, em função das especificações da IMO 2020. Iniciamos o ano de 2020 atendendo plenamente o mercado, com a qualidade requerida, capturando constantemente as oportunidades de exportação, em especial para o mercado asiático. A produção de óleo combustível, principalmente das correntes de bunker e óleo combustível de baixo teor de enxofre, atingiu a média de 295 Mbpd, um expressivo aumento de 18,5% em relação à produção do 4T19.

Em fevereiro, batemos o recorde de exportação de óleo combustível, alcançando a marca de 238 Mbpd. A exportação de petróleo aumentou 25% em relação ao 4T19, atingindo também novo nível recorde de 896 Mbpd. Conforme mencionado anteriormente, a partir de abril, com a queda da demanda no mercado interno, temos direcionado nossos esforços para exportação de nosso petróleo e derivados e, para tanto, estamos conduzindo uma série de ações logísticas que possibilitem a expansão da nossa capacidade de exportação. Embora haja queda na demanda global, o diferencial competitivo dos nossos produtos, a retomada gradual da China, forte parceiro comercial, e a constante busca por novos mercados para nossos produtos, trazem a expectativa de que continuaremos tendo uma boa performance em nossas exportações.

No segmento de Gás e Energia ressaltamos a redução de aproximadamente 33,9% na geração de energia elétrica em relação ao 4T19 como decorrência da melhora sazonal das condições hidrológicas. O volume de vendas de gás natural foi 10% inferior ao 4T19, com queda de demanda nos segmentos termelétrico e não-termelétrico. Em março, o volume não-termelétrico se reduziu em 9,6% em relação a fevereiro, já refletindo os efeitos da pandemia do COVID-19.