CEO da companhia, Roberto Monteiro, espera que o Ibama aprove a licença prévia ou a licença de instalação da infraestrutura submarina ainda em março ou em abri

O primeiro óleo de Wahoo poderá ocorrer em dezembro, disse o CEO da PRIO, Roberto Monteiro, em reunião de divulgação de resultados do 4T24, realizada nesta sexta-feira (14).

No final de fevereiro, a companhia recebeu a licença de operação do Ibama ao campo de Wahoo. A PRIO espera um retorno, ainda em março, em relação às mudanças feitas no Estudo de Impacto Ambiental (EIA). 

Caso o órgão ambiental retorne o estudo ainda neste mês, o CEO tem expectativas de ter a licença prévia ou a licença de instalação da infraestrutura submarina em março ou abril. “Acho que estamos com tudo na mesa para tentar essa licença antes da metade do ano”, disse Monteiro.

Os barcos que lançarão as linhas flexíveis e rígidas estão de prontidão para o projeto. A companhia tem um espaço de tempo para usar as embarcações de linhas rígidas no início do segundo semestre.

Sobre as embarcações de lançamento de linhas, a PRIO prevê inverter a ordem de uso dos dois barcos escolhidos. Para o início do segundo semestre, o Amazon, da McDermott, está disponível à atividade, enquanto o Genesis, da Sapura, está com um trabalho em Trinidade e Tobago na mesma época. 

Ou seja, a perspectiva é da unidade da McDermott lançar a primeira linha e a unidade da Sapura lançar a segunda. 

Resultados financeiros e de produção

A PRIO registrou receita líquida de R$ 488,8 milhões no 4T24 e de R$ 2,27 bilhões no ano de 2024, uma queda de 23% e de 5% ante o terceiro trimestre e de 2023.

A companhia explica os números pela baixa na produção e nos offtakes, que foram de 12,7% (87,5 mil boe/d) e de 15,6% (7,1 mil bbl) na comparação mensal; e de 4,6% (84 mil boe/d) e 8,8% (29,7 mil bbl) na comparação anual.

Além disso, o preço do Brent tanto no quarto trimestre quanto em 2024 foram inferiores nas respectivas comparações (11% e 3%). 

Já o lucro líquido da PRIO foram de R$ 1,1 bilhão e R$ 1,7 bilhão, no quarto trimestre e no ano de 2024, respectivamente. O aumento foi de 231% e de 60%, devido ao registro integral dos créditos de prejuízo fiscal da PRIO Forte, motivado pela transferência de Frade, Albacora Leste e Wahoo à esta subsidiária. 

Em relação à produção dos campos, Frade teve queda na comparação mensal (-26%) e na anual (-12%). A companhia explica os valores pelo declínio da produção; falha no sistema de compressão de gás em fevereiro; parada do poço ODP3 em maio, manutenção programada da torre de amina em agosto; e parada da produção por 5 dias para reparo na linha de offtake em setembro. 

Albacora leste teve queda (-15%) no 4T24 e aumento (+6%) de 2023 a 2024 . O cluster de Polvo e Tubarão Martelo também registrou baixas nas produções do quarto trimestre (-28%) e do ano passado (-15%).  

Certificação de reservas

A companhia divulgou na quinta-feira (13) a certificação de reservas provadas (1P) com data de referência de 1 de janeiro de 2025, e que inclui as reservas dos clusters Polvo e Tubarão Martelo, Frade e Wahoo e o campo de Albacora Leste. Para o campo de Peregrino, a Prio manteve a certificação divulgada em 27 de setembro de 2024.

O novo relatório registrou 687,8 milhões de bbl, uma alta em comparação à certificação anterior (537,1 milhões de bbl). 

As reservas em Frade foram aquém do esperado, indo de 125,4 milhões de bbl a 118,8 milhões de bbl. Além disso, a nova certificação prevê 1 novo poço infill produtor no reservatório N570.

Em Wahoo houve aumento de 43 milhões de barris, bem como houve um ajuste no CAPEX total, de US$ 830 milhões para US$ 850 milhões, devido à postergação de serviços em razão dos atrasos no licenciamento ambiental para o campo. 

Já em Albacora Leste, a curva de produção 1P sofreu baixa, por causa dos atrasos de licenciamento em Wahoo, o que, por sua vez, postergou o plano de revitalização do campo. O Capex por barril adicionado foi positivamente impactado pela reabertura de poços que carregam Capex relativamente baixo (workover).

Por fim, no cluster Polvo e Tubarão Martelo, a nova certificação considerou um novo poço produtor no campo de Polvo, Well B, em 2025 e um novo poço produtor, Well A, em 2026. Com relação ao Capex, a certificação de 2025 considera dois novos poços em Polvo e dois workovers em Tubarão Martelo.

Fonte: Revista Brasil Energia