Petrobras – Estatal anuncia investimentos para recuperar eficiência operacional e ampliar produção

Petroleo & Energia, Petrobras - Estatal anuncia investimentos para recuperar eficiência operacional e ampliar produção
FPS0 Cidade de São Vicente opera no Campo de Tupi

 

Sob nova direção, a Petrobras divulgou seu plano de negócios para o período de 2012 a 2016 sob o signo da austeridade. A companhia fez uma série de apresentações públicas, desde julho, para reforçar as suas palavras de ordem atuais: aumentar a eficiência operacional e reduzir os custos totais. Com isso, espera reverter o atual quadro de importações crescentes de petróleo e derivados para chegar em 2020, marco final da atual estratégia de longo curso da companhia, no papel de exportadora de hidrocarbonetos.

A primeira tarefa da administração Maria das Graças Foster, iniciada em fevereiro, após a saída de José Sérgio Gabrielli, que deixou a companhia para assumir uma secretaria no governo da Bahia, será recuperar a credibilidade dos projetos anunciados pela estatal. “Não mais anunciaremos metas que não possam ser atingidas efetivamente”, avisou a nova presidente da Petrobras.

Dessa forma, o Plano de Negócios (PN) atual precisa ser lido em suas linhas e entrelinhas. Em relação ao PN anterior (2011 a 2015), o valor total de investimentos cresceu de US$ 224,7 bilhões para US$ 236,5 bilhões. No entanto, a estatal divide esse total entre 833 projetos em implantação, com US$ 208,7 bilhões, cuja execução é dada como certa, e uma relação de 147 projetos em avaliação, no total de US$ 27,8 bilhões, cuja implementação é incerta.

“Cada um desses projetos deve apresentar excelente resultado de viabilidade técnico-econômica e representar um valor presente líquido atraente para a companhia, mas, além disso, deve ser melhor do que outros projetos com os quais disputará os recursos financeiros disponíveis”, explicou Graça Foster. E esse montante poderá até não ser aplicado, caso as finanças corporativas assim exijam.

A segunda tarefa da nova administração consiste em convencer o principal acionista, representado pelo governo federal do Brasil, a autorizar o aumento dos preços dos derivados de petróleo, especialmente a gasolina e o diesel, cuja defasagem é avaliada por consultores e pela estatal em pelo menos 20%. Neste ano, o governo zerou a cobrança da Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico (Cide), de R$ 0,091 por litro de gasolina, para evitar que os aumentos de 7,83% na gasolina e de 3,94% no diesel na porta das refinarias atingissem o bolso dos consumidores finais – e catapultassem os índices de inflação.

No entanto, sem poder aumentar os preços dos derivados que produz, a estatal pode postergar seus projetos de investimento. Segundo o diretor financeiro da estatal, Almir Barbassa, os investimentos de US$ 246 bilhões serão bancados pela geração de caixa da companhia, avaliada em US$ 136 bilhões até 2016, complementada pelos US$ 15 bilhões a serem obtidos com a venda de ativos (farm out de campos de exploração, por exemplo), e por outros US$ 15 bilhões advindos da liberação de recursos usados em garantia para outras operações (como o suporte ao fundo de pensão dos funcionários). Faltam US$ 80 bilhões para fechar a conta. Esses recursos poderão ser captados como empréstimos ou, melhor ainda, ser em parte bancados pela correção dos preços dos derivados. “A companhia não vai emitir novas ações nem adotar práticas que possam retirar dela a classificação de grau de investimento”, salientou Barbassa. A estatal também reafirmou a meta de manter a relação dívida líquida/Ebitda abaixo de 2,5; e alavancagem menor que 35%.

Depois de registrar prejuízo de R$ 1,3 bilhão no segundo trimestre de 2012, a Petrobras anunciou medidas para recuperar sua rentabilidade. A companhia iniciou em junho estudos profundos sobre suas operações, mediante os quais identificou 28 oportunidades de reduzir custos sem comprometer a produção, ou seja, ganhar eficiência. Nesse sentido, a diretoria anunciou em outubro as etapas de implementação do Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop).

“Estimamos que 30% do desembolso anual em operações possa ser manejado, mediante ajustes nos ativos, como plataformas e refinarias, ou em estoques, logística e outros aspectos”, avaliou Graça Foster. Essa parcela não inclui a compra de matéria-prima e derivados, depreciação e amortização e participações governamentais (consideradas não-manejáveis). Como a estatal registrou despesas operacionais de R$ 199 bilhões em 2011, pode-se imaginar um potencial para corte de custos de R$ 63 bilhões por ano.

Serão divulgadas em dezembro as metas oficiais do Procop, com início de implementação marcado para janeiro. Com isso, a estatal deverá priorizar atividades, ampliar sua produtividade e reduzir custos unitários em suas bases operacionais, envolvendo exploração, produção, abastecimento, gás/energia, suprimento de materiais, estoques de peças, combustíveis e tecnologia da informação.

A parte do leão – A divisão do bolo de investimentos anunciados no PN 2012-2016 preservou e ampliou as verbas para a área de exploração e produção de óleo/gás. O PN anterior destinava para essas atividades US$ 127,5 bilhões, uma fatia de 57% do total. O PN atual prevê alocar 60% do total em E&P, ou US$ 141,8 bilhões. Quando se olha para os projetos em implantação, o percentual de E&P sobe para 65,8%.

Quem ficou com fatia menor foi a área de abastecimento (refino, transporte e comercialização). No PN anterior, ela receberia US$ 70,6 bilhões, ou 31% do bolo. Agora, entre 2012 e 2016, deve se contentar com US$ 51,7 bilhões, 24,8% do total. Ao mesmo tempo, sua participação no rol dos projetos em avaliação é de 50%, com valor de US$ 13,9 bilhões. Os projetos de E&P classificados “em avaliação” somam apenas US$ 4,6 bilhões, ou 17% do bolo dos projetos ainda em estudos.

A área do abastecimento abriga os projetos mais criticados da estatal. A Refinaria Abreu e Lima, mais conhecida como Rnest, em Suape-PE, tinha orçamento de US$ 2,8 bilhões em seu projeto inicial, anunciado em setembro de 2005, com previsão de iniciar operações em novembro de 2011. Até o momento, as obras não foram concluídas. A estatal avaliou o projeto em junho deste ano e espera concluir o primeiro trem de 115 mil bpd até novembro de 2014, quando terá nele investido o total de US$ 17 bilhões. O segundo trem, de capacidade idêntica, ficará pronto em maio de 2015. E ainda há queixas de fornecedores que exigem receber mais US$ 3 bilhões.

Outro projeto difícil de desencravar é o do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). Nascido para ser uma refinaria geradora de matérias-primas de uso petroquímico, o projeto mudou de escopo para primeiro processar óleos pesados, depois para usar óleos leves do pré-sal. Atualmente, espera-se que o primeiro trem de refino (convencional), para 165 mil bpd, entre em marcha em abril de 2015.

O diretor de abastecimento da estatal, José Carlos Cosenza, explica a fatia menor do bolo atribuída à sua área pelo fato de, nesse período, estar sendo encerrado um ciclo de pesados investimentos para ampliação do parque do refino e instalação de unidades que elevaram a complexidade das refinarias existentes, com o intuito de obter derivados de qualidade superior. “Até 2016, a maior parte das refinarias já terá recebido suas unidades de hidrotratamento e de hidrodessulfurização, e duas grandes novas plantas de refino, Rnest e Comperj, estarão concluídas, requerendo menor volume de recursos financeiros”, salientou.

 

Cosenza informou que a complexidade média do refino da companhia, medida pelo método Solomon, crescerá de 7,1 em 2006 para 8,3 em 2012, e para 9,6 em 2016. Com isso, o rendimento dos processos para destilados médios (diesel e querosene de aviação) vai aumentar de 41% para 50%, entre 2006 e 2016. Em contrapartida, o rendimento em gasolina cairá de 20% para 16%. O óleo combustível também será produzido em menor escala, caindo de 15% para 9% do bruto processado. Essas mudanças permitirão gerar um portfólio de derivados mais valioso e mais adequado ao perfil da demanda futura no Brasil e no mundo.

O refino nacional tem se esforçado para suprir a demanda, mas está sendo sobrepujado por ela. Além do aumento da frota rodante, é preciso considerar a redução da adição de etanol anidro à gasolina, medida tomada neste ano para fazer frente à queda na produção de álcool no Brasil, atribuída ao clima desfavorável, porém também influenciado pela perda de interesse de investidores em ampliar a produção de um combustível cujo preço depende da cotação defasada da gasolina.

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Cosenza: refino concluiu ciclo de investimentos pesados

A área de abastecimento da estatal informa que as vendas de diesel, gasolina e querosene de aviação (QAV) somaram 1.487 mil bpd, em média, durante o primeiro semestre de 2012. Isso indicou um acréscimo de 162 mil bpd sobre o volume médio do mesmo período de 2011. Embora o parque nacional de refino tenha aumentado em 61 mil bpd a carga operacional média, o volume médio processado no primeiro semestre deste ano situou-se em 1.901 mil bpd. Com isso, a oferta dos três derivados mais importantes ficou em 1.301 mil bpd, abaixo da demanda, embora tenha crescido 83 mil bpd médios sobre o período de comparação. Essa diferença foi compensada com a importação de derivados. “Só com a entrada em operação da Rnest e da fase 1 do Comperj conseguiremos reduzir a importação de derivados”, apontou Cosenza. Para 2014, a estatal prevê importar quase 300 mil bpd de diesel e QAV. Em 2016, esse volume médio cairá para menos de 100 mil bpd.

Dessa forma, ainda haveria espaço para a instalação de pelo menos mais uma unidade de refino para 150 mil a 200 mil bpd até 2020. Os planos de negócios anteriores apontavam a construção de duas refinarias Premium, especializadas em diesel e QAV, uma no Ceará e outra no Maranhão. “Esses projetos não constam do PN 2012- 2016 porque seu horizonte temporal está além de 2017; e é possível que eles voltem a ser indicados nos próximos planos”, explicou Cosenza.

As estimativas mais favoráveis da estatal apontam para uma demanda nacional por derivados de petróleo da ordem de 3,4 milhões de bpd em 2020. A área de E&P prevê, para o mesmo ano, a produção brasileira de 4,2 milhões de bpd de óleo e gás natural liquefeito (LGN). O PN anterior apontava para a produção doméstica de óleo e gás da ordem de 6 milhões de barris por dia.

E&P em recuperação – Enquanto na área de abastecimento os atrasos e erros na condução de projetos de investimento causam espanto, o setor de exploração e produção concentra esforços para recuperar a eficiência dos campos produtivos da Bacia de Campos, a maior produtora de gás e óleo do país. Ao tomar posse, a atual diretoria da Petrobras iniciou seus trabalhos com uma profunda e detalhada revisão da curva de produção de óleo usada para o planejamento anual. “A curva anterior era por demais otimista, agora queremos ter projetos reais, com metas atingíveis”, afirmou Graça Foster.

Depois da revisão, a meta de produção de óleo e LGN para 2020 caiu de 4.910 mil bpd para 4.200 mil bpd. Segundo a presidente, a vantagem do número atual é que ele será alcançado. “As reservas de óleo e gás estão lá, não se discute isso, mas o ritmo dos projetos mudou e eles voltaram a ser elaborados segundo o padrão típico da companhia, compatíveis com as métricas internacionais”, afirmou José Formigli, diretor de E&P. “Faremos o que for possível, não o que for ousado.”

Um exemplo citado pelo diretor de E&P diz respeito aos prazos para a entrega de novas sondas. As encomendas programadas para entrega em 2011 e 2012 sofreram atrasos de mais de um ano. “As unidades estacionárias de produção (UEP, plataformas offshore) também foram planejadas com um prazo curto demais para fabricação. Estamos verificando que isso é mais lento do que pensávamos”, afirmou.

Ressalte-se que a exigência de conteúdo local não provocou os atrasos, pois as sondas atrasadas foram todas contratadas e construídas no exterior. “Conteúdo local não é um dogma, precisamos ter uma gestão adequada sobre ele”, considerou Graça Foster. Ela reconhece a importância de contar com suprimento local de produtos e serviços de alta tecnologia e qualidade. “Os preços e prazos dos fornecedores locais são semelhantes aos encontrados no exterior”, afirmou.

Gestor de um orçamento de US$ 131,6 bilhões para investir até 2016, Formigli informa que as atividades de desenvolvimento da produção terão prioridade, absorvendo 68% do montante. A área de exploração ficará com 19%, buscando repor as reservas nacionais, enquanto a montagem de infraestrutura de suporte para as operações consumirá 12% dos recursos. “Estamos estudando alternativas para reduzir esse valor com upgrades em sondas, portos e aeroportos”, comentou.

O diretor de E&P chama a atenção para uma diferença entre os investimentos previstos para a exploração e para o desenvolvimento da produção. No primeiro caso, enquanto a procura por novas reservas se concentra no pós-sal (60% dos investimentos previstos em exploração, ou US$ 17,5 bilhões), o desenvolvimento dos campos do pré-sal consumirá 49% do valor daquela atividade, ou US$ 43,7 bilhões dos US$ 89,9 bilhões previstos para aumentar a produção nacional de óleo e gás. “Isso reflete a maturidade do pré-sal: já temos grandes reservas provadas nele, agora precisamos retirar o óleo de lá”, explicou Formigli.

A curva de produção prevista até 2020 deixa mais clara a participação dos campos do pré-sal. Em 2011, 95% da produção nacional de óleo foi obtida na área do pós-sal, com os 5% restantes advindos do pré-sal. A expectativa para 2016 é a de obter 30% da produção no pré-sal, com o acréscimo de 1% vindo das áreas da chamada cessão onerosa (também no pré-sal). Para 2020, o pós-sal representará 42% da oferta nacional, seguido das concessões do pré-sal (28%), pela cessão onerosa (19%) e por novas descobertas (12%) nos blocos onde já existem reservas identificadas.

Formigli salientou que as atividades exploratórias no pós-sal devem se espalhar por novas áreas do litoral brasileiro. Na Margem Leste, a bacia de Sergipe-Alagoas é muito promissora, assim como a bacia Potiguar, esta na Margem Equatorial.

“A Petrobras explora muito em alto-mar, mas é preciso salientar que a maior parte de nossa produção offshore está a 300 km de distância do maior centro consumidor de petróleo e derivados do país, que é a Região Sudeste”, comentou Graça Foster. Ela também informou que o custo de novas descobertas da estatal é inferior a US$ 2 por barril, valor bem abaixo do alcançado pelas suas maiores concorrentes mundiais, cuja média se situa entre US$ 3,2 e US$ 4,5 por barril de óleo equivalente (óleo+gás).

O volume de reservas da estatal é suficiente para abastecer o país por 19,2 anos. Segundo Formigli, estima-se internacionalmente em 15 anos o mínimo necessário de reservas para garantir a sustentabilidade de uma companhia. “Só em 2011, a Petrobras apropriou 1,24 bilhão de boe em novas reservas, sem incluir outros um bilhão do pré-sal e os cinco milhões de boe da área de cessão onerosa”, afirmou.

A marcha exploratória e de desenvolvimento de produção depende da disponibilidade de sondas, capazes de perfurar o solo em diferentes situações, algumas delas críticas, como se verifica no pré-sal. “Temos mais de 65 sondas flutuantes, com outras quatro jackups e nove unidades marítimas em operação no mar e outras 119 em terra firme”, comentou Formigli. Em 2012, a estatal receberá 15 novas sondas, além de mais uma em 2013 e outra em 2014, todas elas capazes de operar com lâmina d’água superior a 2 km. Foram contratadas mais 33 sondas para entrega entre 2016 e 2020 .

O desenvolvimento da produção também contará com oito plataformas do tipo FPSO (Floating Production, Storage and Offloading), todas elas idênticas e chamadas por isso de replicantes, que serão construídas no Brasil para entrega entre 2016 e 2018.

Preocupação em Campos – Uma das metas da direção de E&P consiste na recuperação da eficiência pro-dutiva da Unidade Operacional da Bacia de Campos (UO-BC). “Essa unidade representa 25% do potencial produtivo da companhia e sua eficiência caiu de 88% para 72% entre 2009 e o primeiro trimestre de 2012”, informou Formigli. Esse índice é obtido pela divisão entre a produção realizada e o potencial de produção calculado para a área. Sem considerar o desempenho da UO-BC, a eficiência operacional da companhia sobe para 93%.

A queda de eficiência em Campos se explica pelo fato de essa unidade abranger campos maduros, alguns em produção há vinte anos, com equipamentos (plataformas) instalados na época. “O envelhecimento dos ativos não é problema, desde que seja bem gerenciado”, comentou o diretor. O Programa de Aumento da Eficiência Operacional (Proef) pretende recuperar os índices da bacia aos níveis de 1989, mediante diversas alternativas para aumento de confiabilidade de entrega de óleo, bem como por meio da integridade e disponibilidade dos ativos.

Além disso, serão aplicados insumos químicos e novas tecnologias para aumentar a recuperação dos poços maduros de Campos, uma forma de aumentar a produção de óleo e gás, aproveitando a infraestrutura de escoamento de produtos já existente na região. “Os esforços do Proef são 75% direcionados para poços e 25% para as plataformas”, explicou Formigli.

Lançado em julho, o Proef exigirá investir US$ 1 bilhão (previstos no PN), além de dispender verbas de custeio estimadas em US$ 4,6 bilhões. O valor presente líquido (VPL) do programa é avaliado entre US$ 1,6 bilhão e US$ 3,3 bilhões, referentes ao óleo e gás que deixariam de ser produzidos sem essas intervenções. Entre 2012 e 2013, a companhia pretende desenvolver ações específicas para recuperar poços com incrustações e melhorar a disponibilidade de equipamentos críticos para as plataformas. A médio prazo, a ideia é aplicar medidas estruturantes, com a simplificação e a padronização dos equipamentos existentes e a eventual substituição de sistemas de produção completos ou sua revitalização.

A estatal colocou em operação em agosto o FPSO Cidade de Anchieta, capaz de processar 100 mil bpd (esse pico será alcançado em março de 2013), obtidos em dez poços do pré-sal dos campos de Baleia Azul, Jubarte e Pirambu, escoando o gás natural obtido pelo gasoduto Sul-Norte Capixaba. O FPSO Cidade de Itajaí deve iniciar a produção em outubro de 2012, nos campos de Baúna e Piracaba, atingindo o pico de produção de 80 mil bpd e 2 milhões de m³/ dia de gás em janeiro de 2014. O módulo 3 do campo de Roncador receberá a P-55, unidade estacionária semissubmersível para 180 mil bpd, produção de pico que será alcançada em abril de 2015. “A P-55 é a maior semissubmersível fabricada no Brasil”, comemorou o diretor.

A adoção de novas tecnologias também contribuirá para o aumento da produção nos campos em exploração. O sistema submarino de separação de água e óleo (SSAO) já está sendo usado em Marlim, eliminando o bombeio de água retirada com o óleo para a superfície, para posterior separação e reinjeção aos poços. “Isso nos permite liberar espaço nas plataformas para outros equipamentos, bem como reduzir o peso na estrutura”, explicou Formigli. Albacora já conta com um sistema submarino de condicionamento e injeção de água nos poços, aumentando o fator de recuperação.

Outra tecnologia, esta aplicada em Barracuda, é o emprego de bombeamento multifásico, capaz de aumentar a pressão de injeção nos reservatórios e, assim, aumentar a vazão para a plataforma. “Essa iniciativa aumentou a produção de 15 mil para 23 mil bpd de óleo”, comentou.

Gás e fertilizantes – A diretoria de gás e energia preservou sua fatia de investimentos no novo plano de negócios da Petrobras. No PN 2011-2015, a área teria US$ 13,2 bilhões (6% do total) para investir, valor ampliado, ligeiramente, para US$ 13,8 bilhões (5,8% do total do PN 2012-2016). Os projetos de implantação (assegurados) representam US$ 7,7 bilhões, com destaque para os investimentos para construir a Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN-III), em Três Lagoas-MS. O aproveitamento químico do gás natural terá US$ 2,5 bilhões, na sua maior parte ligados a esse projeto. Investimentos em logística e processamento de gás natural consumirão US$ 1,9 bilhão (24% dos projetos em implementação), superando o montante de US$ 0,7 bilhão, a ser aplicado na geração de termeletricidade. Melhorias operacionais do setor terão investimentos de US$ 1,5 bilhão, garantidos até 2016. Entre os projetos mantidos sob avaliação (total de US$ 5,9 bilhões), a produção de fertilizantes (amônia+ureia) também se destaca, com a inclusão nesse rol da UFN-IV (Linhares-ES) e UFN-V (Uberaba-MG). Quase a metade desses projetos em avaliação é ligada à produção química. Os investimentos pesados em regaseificação de GNL, especialmente em Barra do Riacho- ES, orçados em US$ 1,3 bilhão, também disputarão verbas.

José Alcides Santoro, diretor de gás e energia, avalia essa mudança de prioridades como uma inevitável transição de ciclo de investimentos. “Já temos um poderoso parque gerador, portanto, agora, é preciso desenvolver o uso químico do gás natural, especialmente nos fertilizantes nitrogenados, dos quais o país é importador”, comentou. Mesmo assim, a termelétrica (UTE) da Baixada Fluminense, com 530 MW de capacidade, será construída até março de 2014.

O parque gerador da Petrobras conta com 16 UTEs próprias, capazes de oferecer 5.158 MW, além de onze participações da estatal em UTEs com carga somada de 690 MW. “Com esses 5.900 MW, somos o sétimo maior gerador de eletricidade do Brasil”, comentou. A UTE da Baixada agregará outros 530 MW e ainda há projetos (em avaliação) para quase mais 1.300 MW, na Bahia, em Sergipe e na Barra do Riacho. “Os investimentos em geração dependem do sucesso da área de E&P em disponibilizar gás natural nacional”, disse.

Nos fertilizantes, a entrada em operação da UFN-III, marcada para setembro de 2014, vai duplicar a capacidade de produção de ureia da Petrobras, hoje de 1.109 mil t/ano, realizada em duas unidades. Com isso, a importação de ureia pelo Brasil poderá cair de 50% do consumo para 36%. A fábrica de Três Lagoas também ampliará em quase um terço a oferta de amônia da estatal para o mercado, hoje de 213 mil t/ano.

Petroleo & Energia, José Formigli, diretor de E&P, Petrobras - Estatal anuncia investimentos para recuperar eficiência operacional e ampliar produção
José Formigli: programa pretende recuperar a eficiência de produção da Bacia de Campos

Biocombustíveis – Atuando por meio da subsidiária integral Petrobras Biocombustíveis (PBio), a estatal praticamente manteve o volume de investimentos neste plano de negócios 2012-2016 na ordem de US$ 2,5 bilhões. Desse total, apenas US$ 1,16 bilhão representam projetos em implantação, dos quais 90% estão ligados ao etanol.

Até 2016, a companhia espera ter ampliado sua produção de etanol no Brasil – de um milhão de m³/ano para perto de 1,5 milhão de m³/ano –, mediante ampliações de suas usinas Nova Fronteira, Guarani e Total. Entre os projetos em avaliação constam mais US$ 0,8 bilhão a serem alocados na aquisição de participações em outras usinas, agregando outros 6 milhões de m³/ano à capacidade.

O PN 2012-2016 também prevê para 2015 o início da produção de etanol de segunda geração (obtido de palha e bagaço de cana) e de BioQAV. A estatal também desenvolve o projeto Belém, no qual constrói uma usina para 200 mil t/ano de biodiesel no Pará. Em Portugal, pretende instalar a produção de greendiesel.

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