PRODUÇÃO DE PETRÓLEO RECUA NO INÍCIO DE 2025, MAS SETOR PROJETA RETOMADA

A produção de petróleo no Rio Grande do Norte apresentou queda no primeiro trimestre de 2025, mas o setor segue apontando para estabilidade e possibilidades de retomada a partir do segundo semestre, impulsionado por investimentos e reestruturações em curso. Houve um recuo de 4,63% na produção total (considerando atividades em terra e no mar), em comparação com o mesmo período do ano anterior. Os dados estão no Boletim de Petróleo e Gás Natural, divulgado pela Secretaria Estadual de Desenvolvimento Econômico (SEDEC), que mostra o panorama do setor petrolífero, destacando volumes, campos em operação e a distribuição dos royalties entre estado e municípios.

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.