247 - A TotalEnergies anunciou nesta quarta-feira (11) o início da produção de um novo projeto no pré-sal da Bacia de Santos, localizado a aproximadamente 300 quilômetros da costa do Brasil. A iniciativa integra o desenvolvimento do campo de Lapa e amplia a capacidade produtiva da área.
A companhia atua como operadora do projeto, com 48% de participação, em parceria com Shell Brasil e Repsol Sinopec Brasil, que possuem 25% cada no consórcio responsável pelo empreendimento.
O desenvolvimento inclui três poços interligados a uma unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência (FPSO) já existente no campo de Lapa. Segundo a empresa, a nova etapa permitirá ampliar a produção da área em cerca de 25 mil barris de petróleo por dia.
Em nota, o presidente de Exploração e Produção da TotalEnergies, Nicolas Terraz, destacou a relevância da entrada em operação do projeto para as atividades da companhia no país.
“O início da operação representa mais um marco importante para a TotalEnergies no Brasil. Este projeto, que aproveita a capacidade disponível das instalações, oferece produção de óleo de baixo custo e baixa emissão, alinhada à estratégia da nossa companhia.”
De acordo com a empresa, o início da produção também contribui para o objetivo corporativo de elevar a produção em cerca de 3% ao ano até 2030.
Nos últimos anos, a TotalEnergies tem ampliado sua participação em projetos do pré-sal brasileiro. Em maio de 2025, a companhia anunciou o início da produção do Mero-4. Antes disso, também informou os start-ups de Atapu-2 e Sépia-2, com previsão de entrada em operação até 2029.
A nova etapa de produção reforça a expansão das atividades petrolíferas na Bacia de Santos, uma das principais áreas de exploração e produção de petróleo em águas profundas no Brasil.

Luis Mauro Filho

A plataforma P-74, que opera no pré-sal da Bacia de Santos, é uma das que capturam e reinjetam CO2. A tecnologia pioneira, presente em plataformas do pré-sal da Bacia de Santos, reduz as emissões de CO2 e otimiza a recuperação de óleo.

original

1250x600

1280x490

3000x1800

300x400

320x320

321x200

360x640

500x240

610x380

square

thumbnail

viewImage

Negócios

TotalEnergies, Shell e Repsol iniciam produção em novo projeto na Bacia de Santos

247 - Estimativas do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep) apontam que a Petrobras deverá registrar lucro líquido de aproximadamente R$ 31,1 bilhões no quarto trimestre de 2025. O resultado positivo também incluiria receita líquida estimada em R$ 121,9 bilhões, EBITDA ajustado de R$ 65,5 bilhões e distribuição de dividendos em torno de R$ 8,4 bilhões aos acionistas.
O levantamento do Ineep, que analisou indicadores operacionais e financeiros da companhia antes da divulgação oficial do balanço. A Petrobras anunciará os resultados referentes ao quarto trimestre de 2025 no dia 5 de março.
Caso a projeção se confirme, a estatal registrará o quarto trimestre consecutivo de lucro líquido. O desempenho marca uma reversão em relação ao mesmo período do ano anterior, quando a empresa havia registrado prejuízo de R$ 17 bilhões no quarto trimestre de 2024.
Nos três primeiros trimestres de 2025, a Petrobras acumulou lucro líquido de R$ 94,5 bilhões. Com a estimativa de R$ 31,1 bilhões para o último trimestre, o resultado anual da companhia poderá atingir cerca de R$ 125,5 bilhões ao final do exercício.
O desempenho positivo projetado está associado, principalmente, ao aumento da produção. Segundo as estimativas, a produção total de óleo, líquidos de gás natural (LGN) e gás natural cresceu 18,3% na comparação com o quarto trimestre de 2024. Esse avanço foi impulsionado pela entrada em operação de oito novos poços produtores no trimestre no polígono do pré-sal — parte de um total de 33 novos poços ativados ao longo de 2025.
Além da expansão produtiva, as vendas de derivados no mercado interno registraram aumento de 0,7%, com destaque para os derivados médios, como diesel e querosene de aviação (QAV), além da gasolina.
Mesmo com o aumento de produção e vendas, os preços médios dos derivados comercializados pela companhia apresentaram queda na comparação anual. Segundo estimativas do Ineep, o valor médio recuou de R$ 484,5 por barril no quarto trimestre de 2024 para R$ 464,2 por barril no mesmo período de 2025, redução de 4,2%.
O resultado estimado para o quarto trimestre também inclui impactos de itens considerados não recorrentes. Entre eles está o pagamento de R$ 6,97 bilhões pelos direitos e obrigações da União nas áreas de Mero e Atapu, adquiridos no leilão de áreas não contratadas realizado pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA).
Outro impacto contabilizado foi de R$ 1,54 bilhão referente ao Acordo de Equalização de Gastos e Volumes (AEGV), decorrente do Acordo de Individualização da Produção (AIP) da jazida compartilhada do pré-sal de Jubarte.
No acumulado de 2025 até o terceiro trimestre, a Petrobras já havia apresentado forte crescimento nos resultados. O lucro líquido somou R$ 94,57 bilhões no período, valor 75,9% superior ao registrado nos primeiros nove meses de 2024, quando o resultado foi de R$ 53,76 bilhões.
Os investimentos da companhia também avançaram ao longo do ano. Entre janeiro e setembro de 2025, os aportes em ativos imobilizados e intangíveis totalizaram R$ 73,1 bilhões, montante 35,5% superior ao registrado no mesmo intervalo de 2024, quando os investimentos alcançaram R$ 53,95 bilhões.
Em relação à remuneração aos acionistas, a Petrobras distribuiu R$ 12,16 bilhões em dividendos no terceiro trimestre de 2025. O valor representa aumento de 40,4% frente aos R$ 8,66 bilhões pagos no segundo trimestre do ano.
Apesar do avanço trimestral, no acumulado até o terceiro trimestre os dividendos pagos somaram R$ 32,54 bilhões, cifra 49,2% inferior aos R$ 64,05 bilhões distribuídos no mesmo período de 2024.

Redação Brasil 247

A FPSO P-78 é a sétima plataforma em operação no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos

2560x1440

Economia

Petrobras deve lucrar R$ 31,1 bilhões no 4º trimestre de 2025, estima Ineep

247 - O cenário global de energia foi sacudido pela recente intensificação de ataques dos Estados Unidos e de Israel ao Irã, situação que impulsionou o preço do petróleo e reacendeu debates sobre a segurança das rotas de exportação e oferta de petróleo. A cotação do barril de Brent chegou a ser negociada em US$ 78,33, refletindo uma alta de 7,49% nos mercados internacionais nesta segunda-feira. As informações são do jornal <a href="https://oglobo.globo.com/blogs/ancelmo-gois/post/2026/03/o-pre-sal-brasileiro-vai-ajudar-a-conter-a-alta-do-preco-do-petroleo-em-meio-aos-ataque-dos-eua-e-de-israel-ao-ira.ghtml">O Globo</a>.
Apesar do aumento no preço da commodity, analistas veem o Brasil e sua produção no pré-sal como um fator estabilizador para o mercado global de petróleo, em meio às tensões no Estreito de Ormuz, passagem responsável por cerca de 20% a 25% do petróleo e gás natural transportados mundialmente.
Para o engenheiro Décio Oddone, ex-diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), o impacto do conflito no preço do óleo será mitigado pela maior produção em países fora do Oriente Médio, com destaque para os Estados Unidos e o Brasil. “Agora, o efeito é bem menor porque houve um grande aumento na produção fora do Oriente Médio, especialmente nos Estados Unidos e no Brasil”, afirmou Oddone, como registrado pela reportagem. Ainda segundo ele, “o pré-sal vai ajudar a estabilizar o preço mundial do petróleo.”
Oddone também chama atenção para os custos de transporte, que “têm subido muito” devido à distância entre as áreas de maior demanda no Oriente e a produção concentrada na Bacia do Atlântico. “O preço não subiu tanto, mas o custo de transporte, sim. Isso tem diminuído as margens dos vendedores, como nós”, explicou o engenheiro.
A crise no Estreito de Ormuz, desencadeada pelos ataques, resultou em uma paralisação significativa do tráfego marítimo na região, com o trânsito de petroleiros caindo cerca de 70% enquanto embarcações evitam a área por motivos de segurança. Essa redução no fluxo de embarque pressiona ainda mais os mercados, uma vez que a passagem é estratégica para a exportação de petróleo e gás natural.
Especialistas em energia destacam que a robustez da produção brasileira no pré-sal e o crescimento da extração fora do Oriente Médio ajudam a amortecer os impactos de tensões geopolíticas na formação de preços, em um momento em que o mercado global enfrenta desafios associados à oferta e demanda.

Otávio Rosso

Pré-sal vai ajudar a conter alta do preço do petróleo, diz ANP

Reuters - A plataforma da Petrobras P-68, no pré-sal da Bacia de Santos, teve sua produção interrompida nesta sexta-feira, após um princípio de incêndio no painel da unidade de tratamento de água, que foi rapidamente debelado, informou a companhia em comunicado à imprensa.
A plataforma, do tipo FPSO, opera nos campos de Berbigão e Sururu e produziu em outubro 129,7 mil barris por dia (bpd), destacando-se entre as maiores produtoras do Brasil. A estatal disse que o incidente na unidade foi rapidamente debelado com uso de extintor portátil, "sem qualquer dano ao meio ambiente, às instalações e aos trabalhadores".
No comunicado, a Petrobras também afirmou que o incidente não está relacionado à greve dos trabalhadores, que teve início na segunda-feira e conta com a adesão de trabalhadores de todas as plataformas próprias da companhia nos campos de Santos e Campos.
Devido à greve, a empresa tem empregado equipes de contingência em diversos locais para garantir a continuidade da produção.
Em nota, o Sindicato dos Petroleiros do Litoral Paulista (Sindipetro-LP) afirmou que trata-se de uma situação grave, que evidencia os riscos de se entregar unidades operacionais a trabalhadores sem a devida capacitação e a grupos de contingência que não foram discutidos nem escolhidos em conjunto com o sindicato.
"Provavelmente (ocorreu) por falta de uma manutenção preventiva ou corretiva naquele equipamento, porque estão focados na produção... aí acabou pegando fogo. Então, existe uma relação direta com a greve, mas não uma relação de causa e efeito", disse à Reuters o coordenador-geral do Sindipetro-LP, Márcio André da Silva.
Este é o segundo acidente significativo desde o início da greve, após um vazamento de gás interromper na quinta-feira a produção na plataforma P-40 da empresa, na Bacia de Campos, que também resultou na paralisação da produção.
A P-40 produziu este ano uma média de 18.328 barris de petróleo por dia e 351 milhões de m³ de gás natural, segundo informações da Federação Única dos Petroleiros (FUP), que representa 13 sindicatos de petroleiros.
Além das plataformas, a greve dos petroleiros também alcançou refinarias, termelétricas, usinas de biodiesel, campos de produção terrestre, unidades de tratamento e compressão de gás, dentre outros pontos, segundo sindicatos.
O movimento, segundo sindicatos, é motivado pela ausência de avanços nas negociações do Acordo Coletivo de Trabalho (ACT) e por uma falta de respostas da Petrobras a reivindicações históricas da categoria, como o fim dos equacionamentos dos déficits da Petros (PEDs) e a recomposição de direitos.

Paulo Emilio

Fachada de prédio da Petrobras no Rio de Janeiro 04/2025

Plataforma da Petrobras P-68 paralisa produção após princípio de incêndio no pré-sal

247 - Um consórcio formado por Petrobras e Shell conquistou duas importantes áreas do pré-sal em um leilão realizado nesta quinta-feira, 4 de dezembro, no Rio de Janeiro. A informação foi divulgada pela Reuters, que destacou o caráter inédito do certame promovido pela Pré-Sal Petróleo (PPSA).
O leilão ofereceu três áreas relativas a participações da União em jazidas compartilhadas, todas já em produção. O processo terminou com arrecadação de aproximadamente R$ 8,8 bilhões, sem que houvesse concorrência contra o consórcio vencedor.
<h2>Disputa por Mero e Atapu movimenta bilhões</h2>
A área de maior valor foi Mero, onde Petrobras e Shell adquiriram a participação de 3,5% da União na jazida por R$ 7,79 bilhões. O lance superou ligeiramente o valor mínimo estipulado pela PPSA, de R$ 7,65 bilhões, e reforçou a estratégia das petroleiras de ampliar presença em um dos projetos mais relevantes do pré-sal.
No campo de Atapu, também integrado à oferta, o consórcio garantiu participação de 0,950% por cerca de R$ 1 bilhão. O montante superou o preço mínimo estabelecido, de R$ 863,32 milhões, consolidando o interesse das empresas em áreas consideradas altamente produtivas.

Petrobras e Shell garantem áreas do pré-sal em leilão

247 - O Tribunal de Contas da União autorizou a realização do leilão bilionário do pré-sal marcado para esta quinta-feira (3), considerado pela equipe econômica uma das principais fontes de receita para o fechamento do ano. A operação inclui a oferta de direitos e obrigações sobre os campos de Mero, Tupi e Atapu e prevê arrecadação mínima de R$ 10,2 bilhões, montante já contabilizado pelo governo no Relatório Bimestral de Receitas. Esse valor é apontado como crucial para alcançar a meta fiscal de 2025. As informações são do G1.
<h2>Relator critica risco elevado e dependência da arrecadação</h2>
Mesmo autorizando o certame, o relator do processo, ministro Jorge Oliveira, fez críticas contundentes ao planejamento fiscal do Executivo. Em seu voto, classificou como “preocupante” o fato de o governo depender de um leilão “inédito e complexo” para garantir o cumprimento da meta.
No trecho mais incisivo, ele afirmou que “essa prática, que contrapõe um planejamento orçamentário sólido à exposição a um elevado risco fiscal, reduz drasticamente a margem de gestão do governo, expondo a gestão fiscal a um elevado grau de risco”.
<h2>Tribunal exige nova avaliação em caso de adiamento</h2>
O TCU também determinou que, se o leilão for adiado ou se novas rodadas semelhantes forem propostas, será necessário submeter novamente as condições ao tribunal antes de qualquer nova autorização. A medida busca evitar que mudanças no cenário prejudiquem a análise de impacto fiscal.
<h2>Oferta dos campos ocorre em meio à pressão pelas contas públicas</h2>
A Agência Nacional do Petróleo (ANP) já havia anunciado que quatro blocos do pré-sal seriam licitados este ano, ampliando a expectativa de receitas no setor de óleo e gás. O movimento ocorre sob forte pressão para equilibrar as contas públicas, o que torna o desempenho do leilão ainda mais relevante para o governo.

TCU libera leilão do pré-sal e faz alerta sobre risco fiscal

RIO DE JANEIRO, 2 Dez. (Reuters) - A produção de petróleo no Brasil cresceu 23,2% em outubro ante o mesmo mês de 2024 e superou pela primeira vez a marca de 4 milhões de barris por dia em um mês, com o desenvolvimento de importantes campos no pré-sal, apontaram dados publicados nesta terça-feira pela agência reguladora do setor, a ANP.
No total, o país produziu 4,030 milhões de bpd em outubro. Houve ainda um crescimento de 2,9% na comparação com setembro, informou a agência.
A marca apaga o recorde anterior, que havia sido de 3,959 milhões de bpd em julho deste ano.
O crescimento da produção de petróleo aconteceu com um recorde na extração do pré-sal, que somou 3,309 milhões de bpd nessa área, ante o recorde anterior registrado em setembro, de 3,2 milhões de bpd.
Em outubro, a Petrobras manteve sua liderança na produção de petróleo no Brasil, com 2,510 milhões de bpd, o que representa um crescimento de 27% em relação ao mesmo mês de 2024.
De um ano para outro, a estatal elevou a produção em mais de 500 mil barris por dia, com reforço de novas plataformas como Almirante Tamandaré, no campo de Búzios, o FPSO Marechal Duque de Caxias, no campo de Mero, e Maria Quitéria, em Jubarte.
A Shell Brasil também apresentou desempenho positivo, com produção de 412,93 mil bpd em outubro de 2025, alta de 13% versus o mesmo mês de 2024.
Já a TotalEnergies teve alta de 29%, passando de 146,60 mil para 189 mil bpd.
A produção de gás natural do Brasil em outubro foi de 194,78 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), um aumento de 2,2% em comparação ao mês anterior e de 22,5% com relação a outubro de 2024.
Mas nem toda a produção de gás vai para o mercado.
Com base no boletim da ANP de outubro de 2025, do total produzido de gás natural, apenas 63,05 milhões de m³/d ficaram disponíveis ao mercado, com 108,337 milhões de m³/d sendo reinjetados nos campos produtores.
Em setembro, o gás disponível ao mercado havia sido de 66,245 milhões de m³/d, com a reinjeção somando 102,238 milhões de m³/d.
(Por Marta Nogueira; reportagem adicional de Fernando Cardoso)

Brasil ultrapassa 4 milhões de barris/dia e registra recorde mensal de produção

247 - O Tribunal de Contas da União decidiu adiar o julgamento que definirá o andamento do leilão da parcela de petróleo pertencente ao governo nas áreas do pré-sal. A operação é considerada essencial pela equipe econômica, que prevê arrecadar cerca de R$ 15 bilhões com o certame. Segundo o jornal <a href="https://oglobo.globo.com/economia/noticia/2025/11/18/tcu-adia-decisao-sobre-leilao-de-petroleo-que-pode-render-r-15-bilhoes-ao-governo.ghtml">O Globo</a>, a análise ocorreria em sessão extraordinária nesta terça-feira (18), mas acabou suspensa após pedido de vista apresentado pelo ministro Augusto Nardes. A expectativa é que o tema retorne à pauta até 3 de dezembro, véspera da data marcada para o leilão.
<h2>Pedido de vista interrompe sessão no TCU</h2>
O processo tem relatoria do ministro Bruno Dantas, cujo parecer é favorável à realização do leilão. A discussão chegou à Corte por meio de uma representação do subprocurador junto ao TCU, Lucas Furtado, que aponta possíveis irregularidades na venda antecipada dos Acordos de Individualização da Produção (AIPs), instrumentos usados para definir a partilha do petróleo extraído no pré-sal.
<h2>Parecer favorável não evita impasse</h2>
Mesmo com a posição do relator, a contestação apresentada por Furtado sustenta que o modelo de leilão pode ferir normas do arcabouço regulatório do setor. Em sua manifestação, ele afirma haver “usurpação de competência” da Agência Nacional do Petróleo e questiona o “descumprimento aos princípios da transparência e isonomia, bem como à inobservância dos procedimentos regulatórios estabelecidos”.
<h2>Representação questiona PPSA e defende competência da ANP</h2>
O leilão foi proposto pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), estatal responsável por gerenciar os contratos da União. Para o subprocurador, porém, somente a ANP tem competência legal para conduzir licitações de blocos exploratórios e elaborar editais de concessão ou partilha.
&nbsp;“Ainda que louvável a adoção de medidas buscando melhorias econômicas do país, a meu ver, a iniciativa levanta preocupações significativas sobre sua conformidade com o arcabouço jurídico e regulatório vigente, bem como sobre os impactos estratégicos e financeiros para o país”, afirmou Furtado, de acordo com a reportagem.&nbsp;
<h2>Governo contabiliza receita e teme impacto fiscal</h2>
O governo acompanha o caso com preocupação porque já estimou o ingresso de R$ 14,7 bilhões provenientes do pré-sal no relatório bimestral de receitas e despesas de julho. O valor é parte do monitoramento que baliza liberações e contingenciamentos orçamentários, fundamentais para o cumprimento da meta fiscal de 2025, que admite déficit de até 0,25% do PIB.

TCU adia decisão sobre venda antecipada de petróleo e coloca em risco leilão de R$ 15 bi

247 – O presidente Luiz Inácio Lula da Silva avalia um dos temas mais estratégicos da política energética nacional: manter ou vetar o Artigo 15 da MP 1304, que altera a metodologia do Preço de Referência do Petróleo (PRP). A discussão, embora embutida em um texto originalmente voltado ao setor elétrico, tem potencial para redefinir o papel do Brasil na cadeia global do petróleo. A análise foi feita pelo<a href="https://brazilstockguide.com/behind-the-lines/brazil-upstream-vs-downstream-oil-policy-prp-lula-decision/"> jornalista André Vieira</a> e publicada pelo <a href="https://brazilstockguide.com/behind-the-lines/brazil-upstream-vs-downstream-oil-policy-prp-lula-decision/">Brazil Stock Guide</a>.
Segundo o Brazil Stock Guide, o ponto central não é meramente matemático. A decisão vai indicar se o Brasil seguirá como exportador disciplinado de óleo cru — vendendo matéria-prima barata — ou se começará a reter parte do valor agregado da industrialização, fortalecendo o refino e o mercado interno.
<h2>Pressão do setor de exploração e produção</h2>
Os defensores do upstream — responsáveis pela exploração e produção — argumentam pela continuidade da fórmula atual, recentemente atualizada pela Agência Nacional do Petróleo (ANP). Eles afirmam que o modelo já reflete adequadamente a dinâmica de mercado e garante previsibilidade regulatória para investimentos de longo prazo, essenciais em projetos com ciclos superiores a 20 anos.
A nota técnica do setor destaca ajustes logísticos, tabelas de descontos e a importância da estabilidade das regras. Para os produtores, qualquer mudança repentina pode gerar disputas fiscais, insegurança jurídica e redução da atratividade em campos maduros. É um discurso que prioriza a preservação dos ativos e a manutenção do modelo exportador.
<h2>O impacto sobre o refino e a perda de valor industrial</h2>
Do outro lado da cadeia produtiva, os refinadores apresentam uma realidade distinta. Um PRP persistentemente abaixo das cotações internacionais, afirmam, cria um desequilíbrio sistêmico que incentiva a exportação de óleo cru e desestimula o refino doméstico.
O resultado é um paradoxo conhecido das economias baseadas em commodities: o país envia petróleo barato para fora e recompra diesel caro no mercado internacional. Conforme citado pelo Brazil Stock Guide, as perdas acumuladas ao longo de uma década vão de R$ 83 bilhões a R$ 111 bilhões, não como benefício fiscal formal, mas como subtributação estrutural criada por um preço de referência artificialmente baixo.
Esse mecanismo, apontam analistas, impacta diretamente a balança comercial e reduz empregos qualificados, investimentos tecnológicos e profundidade industrial — um custo invisível que, na prática, funciona como subsídio ao comércio exterior de petróleo cru.
<h2>A ameaça de fuga de investimentos</h2>
O argumento recorrente de que as petroleiras abandonariam o país caso o Artigo 15 seja mantido também é questionado. Segundo a análise reproduzida pelo Brazil Stock Guide, esse temor merece “ceticismo educado”: poucos países oferecem uma combinação tão atraente quanto o Brasil — geologia favorável, reservatórios altamente produtivos e margens robustas, especialmente no pré-sal.
Em resumo, o debate regulatório pode incomodar o capital, mas dificilmente o afastaria de uma das áreas mais lucrativas do mundo. A decisão de Lula não define o destino do upstream, mas redefine prioridades nacionais.
<h2>Estratégia nacional em jogo</h2>
No centro da disputa está uma pergunta-chave: o Brasil quer continuar exportando óleo cru e importando industrialização — ou pretende mudar esse ciclo?
A decisão do presidente, portanto, vai além da política de preços e pode influenciar o rumo do país em termos de soberania energética, desenvolvimento industrial e estratégia econômica de longo prazo.

Presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva, durante cerimônia de retomada da indústria naval e offshore brasileira no âmbito do Programa de Renovação da Frota Naval do Sistema Petrobras. Tebig, Angra dos Reis - RJ.


Lula avalia mudança no preço de referência do petróleo e decisão pode redefinir cadeia produtiva no Brasil

barris de óleo equivalente por dia em setembro
247 - A produção brasileira de petróleo e gás natural no pré-sal atingiu um novo recorde em setembro, consolidando a região como principal polo energético do país. De acordo com dados divulgados no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), foram extraídos 4,143 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d) no período.
As informações foram publicadas pela Agência Gov, com base nos dados oficiais da ANP, e indicam que o desempenho do pré-sal correspondeu a 81,1% da produção nacional total. O relatório mostra ainda que, somando todas as regiões — pré-sal, pós-sal e terra —, a produção brasileira totalizou 5,114 milhões de boe/d, ligeiramente abaixo do recorde histórico de julho, quando o volume chegou a 5,160 milhões.
<h2>Avanço consistente do setor energético</h2>
Em setembro, o país produziu 3,915 milhões de barris de petróleo por dia, o que representa aumento de 0,5% em relação a agosto e crescimento expressivo de 12,7% na comparação com o mesmo mês de 2024. Já a produção de gás natural atingiu 190,6 milhões de metros cúbicos diários, com elevação de 0,9% em relação ao mês anterior e de 12,1% sobre setembro do ano passado.
No pré-sal, o avanço foi ainda mais significativo: crescimento de 2,7% frente a agosto e de 12,5% na comparação anual. Foram 169 poços em operação, com 3,209 milhões de barris de petróleo por dia e 148,37 milhões de metros cúbicos de gás natural extraídos diariamente.
<h2>Eficiência e sustentabilidade na produção</h2>
O boletim da ANP destaca que o aproveitamento do gás natural chegou a 97,9% em setembro, um dos melhores índices já registrados. No total, 66,24 milhões de metros cúbicos por dia foram disponibilizados ao mercado, enquanto 4,10 milhões foram queimados — uma redução de 16,1% em relação a agosto. Apesar da queda mensal, o volume ainda ficou 12,8% acima do registrado em setembro de 2024.
A produção marítima continua sendo predominante, respondendo por 97,6% do petróleo e 85,7% do gás natural extraído no país. A Petrobras, operando sozinha ou em consórcio com outras companhias, foi responsável por 91,29% do total produzido no mês.
<h3>Campos de destaque e recordes operacionais</h3>
Entre os campos de maior desempenho, o de Tupi, localizado na Bacia de Santos, manteve-se como o principal produtor, com média diária de 818,08 mil barris de petróleo e 40,48 milhões de metros cúbicos de gás natural.
O FPSO Almirante Tamandaré, que atua nos campos de Búzios e Tambuatá, liderou a produção de petróleo com 222,16 mil barris por dia. Já o FPSO Guanabara, na jazida compartilhada de Mero, foi o maior produtor de gás natural, com 12,13 milhões de metros cúbicos diários.
<h2>Tecnologia e estabilidade operacional</h2>
A ANP ressaltou que o boletim mensal pode ser consultado também em formato interativo, por meio de ferramenta de Business Intelligence (BI), que permite analisar períodos e filtros personalizados. Segundo a agência, oscilações nos volumes mensais são normais, decorrentes de paradas programadas para manutenção, comissionamento de novas unidades ou limpeza de poços. Essas ações, destaca o órgão, têm como objetivo garantir a estabilidade e o crescimento contínuo da produção nacional.

Navio-plataforma FPSO Almirante Tamandaré

Produção do pré-sal atinge novo recorde em setembro

247 - O campo de Búzios, localizado no pré-sal da Bacia de Santos e operado pela Petrobras, alcançou um feito histórico na quarta-feira (29): a marca de 1 milhão de barris de petróleo produzidos por dia, um recorde inédito que consolida o protagonismo da estatal no setor energético nacional. A informação foi divulgada pela Agência Petrobras, que destacou o avanço como um marco de eficiência tecnológica e de gestão.
Segundo a estatal, Búzios é o segundo campo da Petrobras a ultrapassar o patamar de 1 milhão de barris diários, feito antes registrado apenas por Tupi, também no pré-sal. A presidente da companhia, Magda Chambriard, ressaltou o papel estratégico do campo na trajetória da empresa.
“A trajetória da Petrobras é marcada pela superação de desafios, desbravamento de novas fronteiras geológicas e desenvolvimento de tecnologias. Todas as vezes que disseram que não seria possível, nosso corpo técnico foi lá e fez. Hoje, 80% da nossa produção vem do pré-sal, onde temos dois campos gigantes, Búzios e Tupi”, afirmou Chambriard.
<h3>Um gigante em águas profundas</h3>
Descoberto em 2010 e em operação desde 2018, o campo de Búzios se tornou referência global em produtividade. Com poços localizados a mais de 2 mil metros de profundidade, o campo é reconhecido por abrigar os reservatórios mais espessos e produtivos do país, cuja dimensão ultrapassa o dobro da Baía de Guanabara.
Atualmente, seis unidades produtoras estão em funcionamento: P-74, P-75, P-76, P-77 e os FPSOs Almirante Barroso e Almirante Tamandaré, sendo esta última a maior plataforma em capacidade de produção do Brasil, com 225 mil barris por dia. Uma sétima unidade, o FPSO P-78, chegou recentemente ao campo e passa por fase de interligação de poços antes de iniciar a operação.
<h3>Tecnologia e reconhecimento internacional</h3>
Além do recorde de produção, o projeto Búzios 7, que envolve a plataforma Almirante Tamandaré e toda a infraestrutura submarina de dutos e poços, recebeu na quarta-feira (30) o Prêmio OTC Brasil Distinguished Achievement Award for Companies, concedido pela Offshore Technology Conference (OTC) — um dos eventos mais importantes do mundo na área de petróleo e gás offshore.
A diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, destacou que o resultado é fruto da combinação entre inovação e gestão de alto desempenho.
“Atingir 1 milhão de barris por dia é um resultado que mostra o acerto de nossas estratégias, adequadas a um campo da magnitude excepcional e que, além do volume gigantesco, dispõe de reservas substanciais de petróleo leve”, afirmou.
As tecnologias premiadas pela OTC incluem sistemas de flare fechado, que reduzem emissões de gases de efeito estufa, e métodos de aproveitamento de calor, capazes de diminuir a demanda energética das unidades de produção.
<h3>Um marco para o futuro energético do Brasil</h3>
Com reservas expressivas e infraestrutura de ponta, Búzios se consolida como um dos maiores e mais rentáveis campos offshore do mundo. Localizado a cerca de 180 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, o campo é operado pela Petrobras, que detém participação majoritária, em parceria com as chinesas CNOOC e CNPC, além da Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA).

O campo de Búzios, operado pela Petrobras na Bacia de Santos

Campo de Búzios atinge marco histórico de 1 milhão de barris por dia

247 – A Petrobras informou que o FPSO Almirante Tamandaré, que opera no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, atingiu no último sábado (25) a vazão recorde instantânea de 270 mil barris de petróleo por dia (bpd). Ao longo de outubro, a média de produção da unidade tem superado 250 mil bpd, volume acima da capacidade nominal de 225 mil bpd.
Segundo a estatal, o projeto da plataforma — afretada à SBM Offshore — foi desenvolvido com margens que permitem alcançar até 270 mil bpd em determinados períodos, sem necessidade de obras adicionais. A Petrobras destacou que essa marca reflete o êxito das ações voltadas ao aumento da eficiência operacional, todas realizadas sob rigorosos protocolos de segurança e com a devida aprovação dos órgãos reguladores.
<h2>Campo de Búzios e reconhecimento internacional</h2>
O FPSO Almirante Tamandaré integra o Projeto Búzios 7, sexto sistema de produção do campo, e é peça-chave para que a área atinja a marca de 1 milhão de barris de petróleo por dia até o fim de 2025. A companhia projeta que o campo de Búzios se torne, em breve, o maior campo produtor da Petrobras.
O projeto Búzios 7 — que engloba também infraestrutura submarina, como dutos e poços — será agraciado nesta semana com o Prêmio OTC Brasil Distinguished Achievement Award for Companies, concedido pela Offshore Technology Conference, um dos eventos mais prestigiados do setor mundial de petróleo e gás offshore.

Tudo sobre pre-sal