La producción promedio de petróleo, GNL y gas natural de Petrobras en el 1T 2024 alcanzó 2.776 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boed), lo que significó un aumento del 3,7% respecto a la producción en el mismo período del año anterior (1T 2023).
Entre los principales factores de esta variación se destacan la evolución de la producción (ramp-ups) de las FPSO Almirante Barroso, P-71, Anna Nery, Anita Garibaldi y Sepetiba, además de la entrada en producción de 19 nuevos pozos de proyectos complementarios en las Cuencas de Campos (11) y Santos (8).
En comparación con el 4T 2023, la producción fue menor un 5,4%, debido principalmente al mayor volumen de pérdidas por paralizaciones y mantenimientos, dentro de lo previsto en el Plan Estratégico 2024-2028 (PE 2024-28), y a la caída natural de los campos maduros.
Estos efectos fueron parcialmente compensados por la mayor contribución de las FPSO Almirante Barroso (campo Búzios) y P-71 (campo Itapu), luego de alcanzar picos de producción durante el 4T 2023, y por el ramp-up de las FPSO Sepetiba (campo Mero) y Anita Garibaldi (campos de Marlim, Voador y Espadim).
Petrobras inició, el 7 de marzo, el flujo de gas a través de la P-68, ubicada en los campos de Berbigão y Sururu, contribuyendo a aumentar la confiabilidad del suministro de gas a través de la red integrada de la Cuenca de Santos.
El 24 de febrero, la FPSO Marechal Duque de Caxias salió del astillero de Yantai, China, rumbo al campo Mero, en el presal de la Cuenca de Santos. La plataforma, que será el tercer sistema de producción definitivo del campo, entrará en operación en el segundo semestre de este año y tiene capacidad para producir hasta 180 Mbpd de petróleo y 12 MMm³/d de gas natural.
En marzo de 2024, el yacimiento compartido de Búzios alcanzó la marca de mil millones de barriles de petróleo producidos. Actualmente, el campo opera con cinco plataformas: P-74, P-75, P-76, P-77 y Almirante Barroso. El horizonte del PE 2024-2028 de Petrobras prevé la instalación de seis unidades más en el campo hasta 2027.
En el segmento de Refinación, Transporte y Comercialización, la producción total de derivados en el 1T24 fue de 1.753 mbpd, un 6,1% por encima de la producción del 1T 2023. La participación del diésel, gasolina y QAV con relación a la producción total fue del 67% en el 1T 2024, en línea con el mismo período del año anterior.
El factor de utilización total (FUT) del parque de refinación se mantiene elevado, alcanzando el 92% en el 1T 2024, 7 puntos porcentuales (pp) por encima del 1T 2023 y 2 pp por debajo del 4T 2023, incluso con importantes paradas programadas en Repar y Replan, además de una menor demanda en 1T comparado con 4T debido a estacionalidad.
En el 1T 2024, los aceites presalinos representaron el 67% de la carga procesada en Refinación, 2 puntos porcentuales más que el 4T 2023, contribuyendo a una actividad de refinación más sustentable y a un alto rendimiento de diésel, gasolinas y QAV.
En el tema de Eficiencia Energética y Excelencia Operativa en Refinación, el Programa RefTOP cubre todas las refinerías del parque. Los proyectos e iniciativas de optimización del Programa contribuyeron para que Petrobras alcanzara 36,3 kgCO2e/CWT en Intensidad de Emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en el 1T24, 1,4 kgCO2e/CWT menos respecto al 1T23, y 104,8 en Intensidad de Energía, 1,7 puntos por debajo del 1T 2023, siguiendo el enfoque en el cumplimiento de los compromisos asumidos por la empresa para 2030.
Estos resultados indican una reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en el trimestre equivalente a más de 2.200 autobuses urbanos circulando 5 días a la semana, 300 km/día.
A partir de marzo, Petrobras amplió la oferta de productos más sostenibles en el mercado nacional, iniciando en São Paulo la venta de diésel con contenido renovable (R5) en RPBC, que, al igual que Repar, ya puede vender regularmente el combustible capaz de reducir Emisiones de gases de efecto invernadero.
Además, la empresa estableció una alianza con el segundo distribuidor de asfalto más grande del país para vender CAP Pro W, producto lanzado a fines del año pasado, estimulando el desarrollo del mercado de asfalto más sustentable.
En línea con la estrategia de ampliar el acceso a los mercados del interior del país, la empresa inició la comercialización de diésel y gasolina en Río Verde (GO), el segundo nuevo polo de ventas en el Centro-Oeste, región cuya demanda de combustibles ha aumentado principalmente en función de la agroindustria. El primer nuevo polo fue Rondonópolis (MT), inaugurado a principios del año pasado.
Petrobras realizó una parada programada de la Plataforma Mexilhão (Ruta 1) para mantenimiento preventivo, con el objetivo de continuar con las operaciones de producción, flujo y suministro de gas natural de manera segura.
Durante este período de restricción del suministro de gas nacional, la empresa actuó a través de su portafolio de ofertas conformado por fuentes nacionales e importadas (gas boliviano y GNL) para cumplir con los compromisos firmados.
Cabe señalar que esta intervención se realizó en paralelo al mantenimiento programado de la Unidad de Tratamiento de Gas de Caraguatatuba (UTGCA), con el fin de minimizar los efectos de la restricción del suministro de gas.
La propiedad de la Terminal de Regasificación de GNL de Bahía (TRBA) fue retomada por Petrobras, el 1 de enero de 2024, sin discontinuidad operativa, luego de finalizar el período de arrendamiento a terceros al mismo tiempo que pusimos en operación el buque regasificador de GNL. (FSRU) Excelerate Sequoia en TRBA.
La empresa también adquirió la certificación internacional I-REC (Certificado de Energía Renovable) que neutraliza las emisiones de alcance 2 de Petrobras en 2023, garantizando que toda la energía eléctrica adquirida por Petrobras para el desarrollo de sus actividades fue generada por fuentes renovables.
