A Petrobras informa o volume de suas reservas provadas de petróleo (óleo, condensado e gás natural), apuradas no final de 2016, segundo os critérios ANP/SPE (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / Society of Petroleum Engineers) e SEC (US Securities and Exchange Commission).

Reservas Provadas segundo critérios ANP/SPE

Segundo os critérios ANP/SPE, em 31 de dezembro de 2016, as reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras atingiram 12,514 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), conforme a Tabela 1. Em 2015, estes volumes eram de 13,279 bilhões de boe.

Tabela 1 – Volumes de Reservas Provadas em 2016 (critérios ANP/SPE)

Os volumes de óleo, condensado e gás natural da Petrobras na Bolívia não são registrados, pois a Constituição do país não permite que as reservas sejam divulgadas pelo concessionário.

A Tabela 2, a seguir, detalha a evolução das reservas provadas em 2016, segundo os critérios ANP/SPE.

Tabela 2 – Evolução das Reservas Provadas em 2016 (critérios ANP/SPE)

Os principais fatores que impactaram as reservas foram:

Incorporação de 0,110 bilhão de boe de reservas provadas devido, principalmente, à perfuração de novos poços no campo de Búzios (Bacia de Santos);

Incremento de reservas provadas de 0,203 bilhão de boe, resultante da perfuração de novos poços de desenvolvimento da produção e melhor comportamento dos reservatórios das áreas em terra e marítima do pós-sal, no Brasil e nos EUA. No pré-sal, o incremento foi resultante de respostas positivas do comportamento dos reservatórios, dos mecanismos de recuperação (injeção de água) e da eficiência operacional dos sistemas de produção em operação, bem como da crescente atividade de perfuração e interligação de poços, na Bacia de Santos e na Bacia de Campos, ambas no Brasil;

Desinvestimentos que proporcionaram a monetização antecipada de 0,153 bilhão de boe de reservas da Petrobras na Argentina e Venezuela;

Produção de 0,925 bilhão de boe em 2016. Esse volume inclui a produção do xisto, porém não inclui o volume extraído em Testes de Longa Duração (TLD) e a produção da Bolívia. Os TLDs ocorrem em áreas exploratórias, onde ainda não foi declarada a comercialidade do campo e, portanto, não há reserva associada e, no caso da Bolívia, a Constituição do país não permite que as reservas sejam registradas pelo concessionário.

A Petrobras apresentou um Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 34%, desconsiderando os efeitos dos desinvestimentos realizados em 2016. A relação entre o volume de reservas e o volume produzido é de 13,5 anos, sendo de 13,9 anos no Brasil. O Índice de Desenvolvimento (ID), que é a relação entre as reservas provadas desenvolvidas e as reservas provadas, foi de 50% em 2016.

Reservas Provadas segundo Critério SEC

Segundo o critério SEC, em 31 de dezembro de 2016, as reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras atingiram 9,672 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), conforme a Tabela 3. Em 2015, estes volumes eram de 10,516 bilhões de boe.

Tabela 3 – Volumes de Reservas Provadas em 2016 (critério SEC)

A evolução das reservas provadas, segundo critérios SEC, consta da Tabela 4 a seguir:

Tabela 4 – Evolução das Reservas Provadas em 2016 (critério SEC)

Os mesmos destaques feitos anteriormente para as reservas provadas segundo os critérios ANP/SPE se aplicam às reservas provadas segundo o critério SEC.

A principal diferença entre os critérios ANP/SPE e SEC é o preço do petróleo considerado no cálculo da viabilidade econômica das reservas.

Pelo critério SEC, a Petrobras apresentou um Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 25%, desconsiderando os efeitos dos desinvestimentos realizados em 2016. A relação entre o volume de reservas e o volume produzido é de 10,5 anos, sendo de 10,7 anos no Brasil. O Índice de Desenvolvimento (ID) foi de 54% em 2016.

Vale registrar que a Petrobras, historicamente, certifica cerca de 95% de suas reservas provadas segundo os critérios SEC. Atualmente, a empresa certificadora é a D&M (DeGolyer and MacNaughton).