Foram extraídos, entre janeiro
e março deste ano, 2.870.850 barris (bbl) de petróleo no estado, sendo 139 mil
barris a menos que no primeiro trimestre de 2024, quando a produção ficou em
139.341 bbl. Já a produção de gás natural se manteve praticamente estável, com
leve queda de 0,06%, somando 107,7 milhões de metros cúbicos no trimestre. A
queda na produção do hidrocarboneto pode ser atribuída a fatores como a
exaustão de poços mais antigos e a menor demanda externa, enquanto o gás
natural apresenta uma tendência de maior estabilidade, com variações menores no
período analisado.
O segmento onshore (em terra),
que representa a maior parte da produção potiguar, teve uma leve redução de
1,04%, com 2.678.129 barris extraídos. Entre os campos produtores, Canto do
Amaro manteve a liderança na extração do produto, com 607,19 mil barris,
seguido por Estreito, com 343,96 mil. Situado na Bacia Potiguar, no município
de Mossoró, Canto do Amaro segue como um dos principais polos de extração de
petróleo onshore do país, respondendo por 8% da produção nacional nesse início
de ano. Já na produção de gás natural, o campo de Lorena se destacou com 22,81
milhões de metros cúbicos.
A produção de petróleo em
terra está concentrada em duas empresas: Brava Energia (Ex-3R Petroleum) e
Potiguar E&P S.A., que juntas respondem por 98,4% da produção, mantendo a
mesma participação registrada no mesmo período do ano passado. As demais companhias,
somadas, detêm uma participação minoritária de apenas 1,6%.
A produção da Brava em terra
teve um aumento de 3,23% em relação ao ano anterior, consolidando ainda mais
sua liderança no setor. Em nota, a companhia destacou que há estabilidade nos
volumes. “No primeiro trimestre e em todo o ano de 2025 até aqui, a companhia
registrou produção estável, alcançando uma média de cerca de 25 mil barris de
óleo equivalente por dia”, informou.
Além disso, a empresa diz que
investe de forma consistente nos ativos potiguares para recuperar campos
maduros e incrementar sua produção, eficiência e rentabilidade. “No último ano,
a companhia realizou intensa campanha de atividades em poços dos ativos onshore
e executou projetos de revitalização e expansão de instalações operacionais”,
comunicou, reiterando o compromisso de manutenção de investimentos no Complexo
Potiguar para otimizar e incrementar a produção.
Já a PetroRecôncavo, segunda
maior operadora, através da sua subsidiária, a Potiguar E&P, registrou uma
redução de 9,09%. Na divulgação dos resultados do semestre no início do mês de
maio, a empresa informou que a média no ativo potiguar foi de 13,3 mil barris
de óleo equivalente por dia (boe/d), mantendo-se estável em relação ao quarto
trimestre de 2024. “O resultado reflete um aumento de 1% na produção de óleo e
uma redução de 2% na produção de gás natural”, diz o documento.
O resultado foi sustentado por
novas perfurações, entradas em operação nos campos do Complexo Sabiá e Janduí e
execução de 34 projetos de workover. “A produção do trimestre, no entanto, foi
parcialmente impactada pela parada para manutenção preventiva na Estação de
Brejinho”, ressalvou.
A companhia também informou
que, entre os dias 30 de janeiro e 5 de fevereiro e de 13 a 21 de março, a
Refinaria Clara Camarão passou por paradas de manutenção, o que impactou o
processo de entrega, mas não a produção. Isso porque os volumes de petróleo foram
armazenados, com 56,4 mil barris sob custódia da Brava, aguardando refino no
segundo trimestre.
Recuo no mar
A produção marítima de
petróleo e gás natural também registrou uma redução no 1° trimestre de 2025,
mas o professor da Universidade Estadual do Rio Grande do Norte (UERN) que atua
no setor petrolífero, Gutemberg Dias, explica que a produção offshore tem peso
menor no panorama estadual. No mar, o petróleo apresentou uma queda de
aproximadamente 36,59%, equivalente a uma diminuição de 111.186 barris. Já o
gás natural recuou 2,86%, o que representa uma redução de 365 Mm³. “Esse
desempenho no mar é quase residual frente à produção em terra. Os campos
maduros naturalmente sofrem declínios, mas são compensados com entrada de novos
poços e reestruturações”, complementa Gutemberg.
A Brava Energia concentrou 90%
da produção offshore, mas teve queda de 39,11%, enquanto a Petrobras registrou
retração mais discreta de 0,23%. O Campo Macau permanece predominantemente
voltado à produção de petróleo, responsável por 93% do volume total extraído na
área. O Campo Pescada destaca-se na produção de gás natural, com participação
de 62% no total. O Campo Arabaiana apresentou um aumento significativo na
produção de petróleo em comparação ao mesmo período do ano anterior, com
acréscimo de 2.231,87 barris, o que representa uma variação positiva de 89,80%.
Estabilidade, apesar das
oscilações
Para o secretário ajunto da
SEDEC/RN, Hugo Fonseca, as oscilações já são esperadas quando se trata de
campos maduros, como é o caso do Rio Grande do Norte. “Esse tipo de oscilação é
esperado em campos maduros, especialmente em contextos de mudanças operacionais”,
avalia. “Estamos vivendo um processo de transição, com venda de ativos e
entrada de novos players. Essa adequação natural pode levar a pequenas quedas
temporárias, mas a tendência é de recuperação com novos investimentos”, afirma
o secretário.
Os dados, porém, devem ser
analisados em perspectiva mais ampla, que não se resume ao trimestre, conforme
indica Gutemberg Dias. “Há picos e quedas, mas a média geral se mantém próxima
dos 40 mil barris por dia. São oscilações sazonais, influenciadas por fatores
como manutenções, ajustes regulatórios e trocas de operadores. A produção de
gás, por sua vez, mostra curva ascendente, o que ajuda a equilibrar o
desempenho do setor”.
Apesar do resultado do
primeiro trimestre, as projeções para o restante de 2025 são otimistas. “Já
temos uma nova operadora anunciada e negociações em andamento com outras
empresas. A tendência é que quando você tem a chegada de novos players do
mercado, eles tendem a melhorar a performance para aumentar a produção e ter
maior rentabilidade”, pontua Hugo Fonseca. “Pode ser que, para o próximo ciclo,
já a partir do segundo semestre tenhamos uma possibilidade de um aumento na
produção”, complementa.
Aumento nos royalties
Embora o volume produzido tenha caído, os repasses de royalties aumentaram. Somando municípios e Estado, os repasses de royalties somaram R$ 173,8 milhões, um aumento de R$ 36,1 milhões (26,23%) em relação aos R$ 137,7 milhões registrados no mesmo período de 2024.
Tribuna do Norte
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