Petroleira Enauta adia decisão para aporte em Atlanta e corta custos operacionais
A petroleira brasileira Enauta decidiu adiar a tomada de decisão para investimentos bilionários no campo de Atlanta, na Bacia de Santos, enquanto trabalha ainda para reduzir custos operacionais do ativo, em meio à queda de preços globais da commodity, disse o presidente da empresa nesta quinta-feira.
Em teleconferência com analistas, Lincoln Guardado explicou que a companhia decidiu adiar o processo de tomada de preços para implantação do sistema definitivo de produção em Atlanta e reavaliar o desenho do projeto, para torná-lo mais resiliente em cenários mais adversos da commodity por períodos mais longos.
Em declarações passadas, a empresa havia previsto um investimento do consórcio de 1 bilhão a 1,5 bilhão de dólares para esse projeto, que considerava uma plataforma do tipo FPSO de 50 mil barris de petróleo por dia e a perfuração de até nove poços adicionais.
“Seguramos o processo de tomada de preços dos equipamentos e da logística do sistema definitivo e adiamos a perfuração do quarto poço, como uma medida preventiva em função da queda do preço da commodity”, afirmou Guardado.
O campo de Atlanta, operado pela Enauta com 50% de participação, em parceria com a Barra Energia, produz atualmente cerca de 30 mil barris por dia, por meio de três poços em sistema de produção antecipada.
O quarto poço de Atlanta estava previsto para ser perfurado em 2021.
“Também iniciamos uma negociação com nossos fornecedores… buscando reduzir os custos operacionais no sistema de produção antecipada.”
Segundo ele, já foi possível reduzir em 10% os custos operacionais de Atlanta e algumas negociações permanecem em andamento, “visando transitar por esse momento realmente difícil”.
O campo de Atlanta teve um custo de extração de 21,8 dólares por barril no primeiro trimestre, ante 16,6 dólares no quarto trimestre de 2019, em função de parada programada que reduziu a produção do período.
A Enauta informou na véspera ao mercado o lucro líquido de 76,8 milhões de reais, ante 51 milhões de reais no mesmo período do ano anterior.
CAMPO DE MANATI
Durante a teleconferência, Guardado afirmou ainda aos analistas que iniciou conversas com a Petrobras para que seja encontrada uma solução no campo de Manati, onde a petroleira estatal declarou força maior no fim de março, suspendendo a obrigação de retirada do gás natural do campo e o pagamento do valor mínimo contratado.
A Petrobras é a operadora do campo, com 35% de participação, em parceria coma Enauta (45%), Geopark Brasil E&P de Petróleo e Gás (10%) e PetroRio (10%)
“É a primeira vez que surge algo dessa natureza e é que claro que não podemos concordar”, afirmou.
“Já iniciamos conversas.. com a Petrobras para acordarmos uma solução adequada para essa questão o mais breve possível. Sem dúvida nenhuma, buscando dentro das cláusulas contratuais, neste momento que estamos vivendo, uma solução que seja compatível para todos nós, porque nós não podemos obviamente abdicar dessa receita.”
O campo iniciou sua operação em 2009 e sua produção média em 2019 foi de 105 barris por dia de condensado e 1,269 milhão de m³/dia de gás, por meio de plataforma, que envolve uma estrutura submarina composta por seis poços produtores de gás, segundo informações da Petrobras.