Petrobras: Produção volta a crescer, mas resultado anterior exige rever planejamento

Petróleo & Energia, Petrobras: Produção volta a crescer, mas resultado anterior exige rever planejamento
Os resultados da Petrobras para o período de 2014 – auditados pela PricewaterhouseCoopers (PwC), que apontou um prejuízo de R$ 21,6 bilhões – já eram esperados, em meio às denúncias de corrupção advindas da Operação Lava Jato, que sangraram a estatal em mais de R$ 6,2 bilhões. Pesou expressivamente para esse resultado negativo, o primeiro desde 1991, a desvalorização de ativos (impairment, literalmente, a redução do valor recuperável de um bem ativo), calculada no valor total de R$ 44,6 bilhões.

Petróleo & Energia, Comperj: superfaturada, refinaria está com obras suspensas
Comperj: superfaturada, refinaria está com obras suspensas

A maior parte dessa desvalorização (R$ 30.976 milhões) aparece na área de refino, devido a falhas no planejamento de dois projetos emblemáticos: o segundo trem da Refinaria Abreu e Lima (Rnest) e o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). Mas também resulta da utilização de taxa de desconto com maior prêmio de risco; postergação da expectativa de entrada de caixa devido ao atraso no empreendimento; problemas na cadeia de fornecedores, decorrentes das investigações da Operação Lava Jato; e o menor crescimento econômico nacional (e a consequente queda na demanda).

O impairment de R$ 10 bilhões nas atividades de exploração e produção (E&P) decorreu da queda nos preços mundiais do petróleo e, na área petroquímica (R$ 2.978 milhões), pelo cenário de redução na demanda. Além da desvalorização de ativos-chaves, também concorreram para o resultado anual da Petrobras as baixas dos valores relacionados à construção das refinarias Premium I e II (perdas de R$ 2,8 bilhões) e o provisionamento do Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário-PIDV (R$ 2,4 bilhões).

O endividamento consolidado da estatal alcançou o valor de R$ 319,5 bilhões, dos quais R$ 282,1 bilhões em dívidas de longo prazo e R$ 31,6 bilhões no curto prazo (menos de 10%). Quase três vezes o valor de 2010, quando a estatal tinha uma dívida total de R$ 100,9 bilhões, 15% de curto prazo.

Foco na rentabilidade – Ainda que os números estejam devidamente auditados, conforme os padrões internacionais de contabilidade (International Financial Reporting Standards – IFRS) e detalhados em um documento de 126 páginas (DFP – Demonstrativo Financeiro Padronizado), com as demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2014 e 2013, a Petrobras ainda tem um longo caminho pela frente para resgatar o equilíbrio financeiro e a confiança do mercado.

Petróleo & Energia, Bendine: fluxo de caixa vai nortear revisão dos planos
Bendine: fluxo de caixa vai nortear revisão dos planos

Na mensagem aos acionistas e investidores, publicada no Relatório de Administração, o atual presidente da Petrobras Aldemir Bendine afirma que a publicação dos resultados significa a transposição de uma barreira “que evidencia nossa capacidade de superação de desafios em um contexto adverso”.

Segundo ele, o atraso na conclusão de alguns ativos e projetos do plano de negócios 2014-2018 geraram impactos nos testes de impairment. O cenário crítico também levou, pela primeira vez em mais de uma década, a uma redução nos investimentos da estatal, que totalizaram R$ 87,1 bilhões em 2014, 17% menos que o realizado em 2013.

Bendine adiantou que um novo plano de negócios está em desenvolvimento, considerando “premissas econômicas que refletem o cenário atual da indústria do petróleo”. Mas deixou claro que a prioridade é a área de exploração e produção de petróleo e gás, segmento mais rentável da companhia, que terminou o ano com R$ 68,9 bilhões em caixa. “Almejamos construir um plano sustentável sob a ótica do fluxo de caixa, levando em consideração os potenciais impactos na cadeia de suprimentos e, por conseguinte, na nossa curva de produção”, salientou.

Destaques à sombra – Com esse resultado, praticamente ficaram à sombra os números que atenuaram o impacto do prejuízo do quarto trimestre, que foi de R$ 26,6 bilhões. A produção de petróleo e gás natural da Petrobras, no Brasil e no exterior, cresceu 5% em relação a 2013, atingindo a média de 2,669 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) em 2014.

No Brasil, a produção média em 2014 foi de 2,034 milhões de barris de petróleo por dia (bpd) e de 67,8 milhões de metros cúbicos diários de gás (m³/d), excluindo líquido de gás natural (LGN), o melhor resultado anual alcançado pela companhia. No último mês do ano, a estatal bateu dois recordes de produção: o diário, ao alcançar 2,3 milhões de barris de petróleo em meados de dezembro; e o mensal, com média de 2,212 milhões de bpd . No total, a produção nacional alcançou 2,460 milhões de boed, um aumento de 6% em relação ao volume do ano anterior.

Contribuiu para esse desempenho o pré-sal, que ficou com uma média de 381 mil bpd no ano, tendo alcançado um recorde de produção diária em dezembro, de 713 mil barris. No refino, a produção total de derivados em 2014 foi de 2,170 milhões de bpd (2% acima de 2013), tendo como único destaque do ano a entrada em operação do primeiro trem da Rnest. A empresa conseguiu do governo autorização para reajuste de 5% no preço do diesel e de 3% no preço da gasolina em 7 de novembro de 2014

Exploração e produção – Os números relacionados às atividades prioritárias apontadas por Bendine – E&P – refletem sua importância, assim como a evolução que a estatal vem tendo nessas áreas. No ano passado, a estatal investiu um total de R$ 10,4 bilhões em exploração. A maior parte desse valor na perfuração de poços exploratórios (74, dos quais 37 em terra e 37 no mar), além de levantamentos sísmicos e aquisição de blocos. O índice médio de sucesso geológico foi de 70%, chegando a 87% nos 15 poços perfurados no pré-sal. O custo de descoberta por boe adicionado às reservas foi de US$ 2,69.

São essas atividades que vem possibilitando encontrar novas reservas para agregar ao patrimônio da estatal. A Petrobras responde pela maior parte dos mais de 90 comunicados de descobertas ou indícios de hidrocarbonetos registrados na Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), das quais 54 foram no mar e, destas, dez foram consideradas de grande importância pela estatal.

Cinco das descobertas marítimas ocorreram na bacia de Santos: uma em Florim e duas no Entorno de Iara, ambas nas áreas de cessão onerosa, uma no PAD (plano de avaliação de descobertas) Júpiter Apollonia (em parceria com a Petrogal, que detém 20%) e uma em Libra, sob regime de partilha. As outras cinco foram na bacia de Sergipe (em Moita Bonita 1 e Poço Verde 1) e do Espírito Santo (Tanganika, Pudim e Lontra).

Petróleo & Energia, CUSTO DE EXTRAÇÃO E CUSTO DE REFINOCessão onerosa – Durante o ano a petroleira brasileira também fez a declaração de comercialidade das áreas remanescentes dos contratos de concessão onerosa, cujo prazo inicialmente previsto terminaria em 3 de setembro de 2014, para todas as áreas. Uma área é declarada comercial quando, a critério do concessionário, contém petróleo ou gás natural em condições que, a preços de mercado, tornem possível o retorno dos investimentos durante a fase de produção.

Os bons resultados obtidos, como já eram esperados, levaram a operadora a antecipar duas delas: Sul de Tupi (atual Sul de Lula) e Franco (atual campo de Búzios), que tiveram comercialidade declarada em 19 de dezembro de 2013 (oito meses e meio antes do prazo final).

Na declaração, a Petrobras afirma ter constatado na fase exploratória os volumes contratados na cessão onerosa para Franco (3,058 bilhões de boe) e Tupi Sul (128 milhões de boe), somando um total de 3,166 bilhões em potencial, dos quais apenas 720 milhões de boe (23% do total) foram incorporados às reservas provadas de 2013 – ficando 2,446 bilhões de boe para agregar mais adiante.

Em 26 de junho do ano passado, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a contratação direta da estatal para produzir um volume excedente total de 9,8 bilhões a 15,2 bilhões de boe do campo de Búzios e de três áreas que ainda não tinham comercialidade declarada (Entorno de Iara, Florim e Nordeste de Tupi). Somente em Búzios, esse excedente é de 6,5 bilhões a 10 bilhões de boe.

Menos de dois meses e meio depois, a estatal declarou comercialidade e renomeou as áreas de Sul de Guará (atual Sul de Sapinhoá), Nordeste de Tupi (Sépia) e Florim (Itapu), após ter constatado volume contratado de 1,214 bilhão de boe na fase exploratória.

Também obteve adiamento para o Entorno de Iara, cuja comercialidade foi confirmada no dia 29 de dezembro, juntamente com a área de Iara, confirmando uma expectativa de 5 bilhões de boe para as duas áreas (sem explicitar quanto corresponderia à cessão onerosa).

No entorno de Iara foram denominados nada menos que cinco campos: Atapu, Norte de Berbigão, Sul de Berbigão, Norte de Sururu e Sul de Sururu. Eles integram um conjunto de campos limítrofes com Berbigão, Sururu e Oeste de Atapu, da concessão BM-S-11, conhecida como Iara.

O contrato de cessão onerosa é análogo ao de concessão, pois inclui um Programa de Exploração Obrigatório (PEO), 10% de royalties e 34% de imposto de renda, mas exclui bônus de assinatura, participação especial, PIS e Cofins.

Petróleo & Energia, PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS .BRASIL E EXTERIOR (MIL BOE/DIA)Reservas em alta – As cinco áreas da cessão onerosa se transformaram em dez campos, sendo que os cinco primeiros somariam expectativas de mais de 4,380 bilhões de boe. Se atribuirmos aos outros cinco campos metade dos cinco bilhões confirmados no documento registrado na ANP no final do ano, para Iara e Entorno de Iara, teríamos quase 6,9 bilhões de boe na cessão onerosa. Quase a metade das reservas atuais da estatal.

Do total de reservas declaradas em 2014, apenas 243 milhões de boe da cessão onerosa foram agregados às reservas provadas da companhia. Ou seja, menos de um bilhão de boe dos dez campos forma agregados – menos de 15% do total.

“Para efeito de classificação de reservas, a apropriação deste volume contratado como Reserva Provada ocorrerá ao longo dos próximos anos, com as atividades de desenvolvimento da produção e conforme os critérios ANP/SPE e SEC. Atualmente as áreas da Cessão Onerosa contabilizam esse volume de 5 bilhões de boe como Reservas Totais”, declarou a empresa no comunicado de 13 de janeiro de 2015.

Os volumes totais de reservas declarados no Brasil chegam a 16,183 bilhões de boe, pelos critérios ANP/SPE, e 12,7, pelos critérios da agência norte-americana SEC. Segundo a Petrobras, as principais diferenças entre os critérios ANP/SPE e SEC são preços de venda, aspectos técnicos e, no caso do Brasil, prazo de concessão. Além do volume produzido, foram abatidas desse volume as reservas relacionadas às áreas devolvidas a ANP.

O pré-sal deu uma contribuição de peso para este volume, com um crescimento de 23% em relação ao ano de 2013. Hoje, responde por cerca de 30% das reservas provadas da Petrobras, em apenas oito anos de exploração dessa nova fronteira.

Independente do critério, SEC ou SPE, a Petrobras vem mantendo, há mais de duas décadas, um alto índice de reposição de reservas (IRR), que é de 125% no Brasil. E a relação Reserva/Produção também mantém esse nível: 19,3 anos. Ou seja, sem nenhuma nova descoberta ou reserva agregada, a empresa poderia manter os mesmos níveis de produção por quase 20 anos.

Produção acelerada – O aumento de 6% na produção brasileira não se deve somente ao fato de terem atingido o pico de produção boa parte das nove unidades colocadas em operação em 2013 – com destaque para P-55 (Roncador) e os FPSOs Cidade de São Paulo (em Sapinhoá) e Cidade de Paraty (Lula Nordeste). Também colaboraram para esse desempenho as quatro plataformas que entraram em produção entre março e novembro de 2014. Durante o ano, a estatal fez a interligação de nada menos que 87 novos poços, que também já estão ativos.

De acordo com informe da companhia, a meta de produção de petróleo no Brasil para 2015 “é de 2,125 milhões de bpd, que representa um aumento de 4,5% em relação a 2014, com variação de um ponto percentual para mais ou para menos”. Com este objetivo, em março desse ano a Petrobras deu a partida na operação da plataforma P-61, que atua em conjunto com a P-63 no campo de Papa-Terra, na Bacia de Campos.

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