La mayor empresa independiente de petróleo y gas de Brasil tuvo una utilidad neta (ex-IFRS 16) de R $ 125 millones en el período, frente a R $ 118 millones negativos registrados en el 3T20. Los principales factores que impulsaron el desempeño financiero de la compañía fueron el aumento de las ventas y el crecimiento del precio del Brent, con un impacto directo en el aumento de los ingresos.

“PetroRio cree que la mejor protección contra la volatilidad de Brent es la reducción de su costo de elevación y esto seguirá siendo un pilar de los proyectos actuales y futuros de la compañía. Durante este período, logramos una reducción de casi un 14% en el costo de elevación en comparación con el segundo trimestre de este año. Pasó de USD / bbl 14,2 a USD / bbl 12,3 en el 3T21. Esto fue posible debido a la finalización del amarre entre los campos Polvo y Tubarão Martelo, en la Cuenca de Campos, que permitió una reducción en los costos operativos (“OPEX”) de US $ 50 millones por año con el cierre de la FPSO Polvo, que fue fletado al campo. Estos resultados demuestran que estamos en el camino correcto para sostener la solidez de la empresa ”, dice Roberto Monteiro, CEO de PetroRio.

PetroRio tuvo un ingreso neto de R $ 940 millones en el 3T21, un incremento anual del 92%. El resultado fue impactado positivamente por el incremento en el precio del petróleo Brent, que registró un promedio de US $ 73,23 por barril, un incremento del 69% interanual y del 6% respecto al trimestre inmediatamente anterior.

PetroRio sigue priorizando el seguimiento de la liquidez y su grado de apalancamiento. Luego de la emisión de Obligaciones Negociables Representativas de Deuda ("bonos") por un monto de US $ 600 millones en junio de 2021, la compañía mantiene la estrategia de liquidar completamente todas las demás deudas para fines de 2021, dejando el bono como único financiamiento actual.

“El plazo promedio de endeudamiento de la empresa refuerza la mayor solidez de la estructura de capital que viene persiguiendo PetroRio, enfocándose en un horizonte de más largo plazo, facilitando la planificación financiera y dejando a la empresa más preparada para el crecimiento inorgánico, un pilar importante del crecimiento”, explica el CEO.

Revitalización de campo

El período estuvo marcado por el mayor logro operativo de la empresa: la finalización de la interconexión, conocida como tieback, entre Polvo y Tubarão Martelo. PetroRio se convirtió en la primera empresa independiente en crear un cluster privado (“cluster”) para la producción de campos maduros en la región de la Cuenca de Campos (RJ). La iniciativa permitirá reducir los costos operativos, que rondaron los US $ 120 millones anuales y se incrementarán a aproximadamente US $ 70 millones anuales.

“El proyecto duró 11 meses y costó R $ 45 millones. Estamos muy orgullosos de haberlo completado dentro del presupuesto y el cronograma, además de hacer una contribución significativa para reducir el costo de elevación y la huella de carbono. Este logro demuestra la gran capacidad de ejecución y puntualidad de nuestros equipos de proyectos operativos, quienes son capaces de implementar con seguridad proyectos futuros, como la Revitalización del campo Frade, el desarrollo del campo Wahoo y el proyecto de interconexión Frade y Wahoo ”, dice Monteiro.

El trimestre también vio la finalización de adquisiciones de PetroRio en las participaciones de Wahoo, alcanzando el 64,3% del consorcio. La estrategia apunta a crear un segundo centro de producción a través de la interconexión (tieback) de Wahoo a Frade, continuando la cultura de optimización operativa de los activos de la empresa. El primer petróleo de Wahoo está programado para principios de 2024.

En el campo Frade, la empresa busca incrementar el factor de recuperación del activo. El Plan de Desarrollo del Campo considera la perforación de cuatro pozos productores y tres pozos inyectores, los cuales fueron seleccionados con base en la maximización del factor de recuperación del campo. La primera fase del Plan de Revitalización del Campo Frade incluirá la perforación de un pozo productor y dos pozos inyectores horizontales, programados para comenzar en marzo de 2022, que serán realizados por la plataforma NORBE VI, de Ocyan.

Fuente: TN Petróleo