Plano de negócios: Petrobras concentra recursos em E&P para melhorar resultado

Petróleo & Energia, P-55 iniciou suas operações em Sapinhoá
P-55 iniciou suas operações em Sapinhoá

Reiterando a palavra da presidente da estatal, Maria das Graças Foster, a Petrobras comprovou ter pressa em fazer as pazes com os investidores e a opinião pública. Às vésperas da festa do Carnaval, a companhia resolveu matar três coelhos de uma só cajadada: anunciou os resultados de 2013, o Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 e, ainda, o cenário para 2030 em uma única sessão.

A Petrobras registrou um lucro líquido de R$ 23,570 bilhões – superior apenas aos resultados de 2012 e 2007, de R$21,2 e R$21,5 bilhões respectivamente. Um crescimento de apenas 11% em relação ao ano anterior (2012). E que foi consolidado, em boa parte, graças ao reajuste nos preços do diesel (20%) e da gasolina (11%) e o aumento da produção de derivados no país. A estatal contabilizou ainda ganhos com venda de ativos, além de melhorias operacionais e o programa de otimização de custos (Procop) – que assegurou uma economia de R$ 6,6 bilhões, segundo a petroleira –, e menores baixas de poços secos.

Petróleo & Energia, Foster fechou a “boca de jacaré” dos gráficos
Foster fechou a “boca de jacaré” dos gráficos

Segundo Foster, os chamados programas estruturantes, como o Procop, Prodesin (desinvestimentos), Proef (melhoria da eficiência operacional na bacia de Campos), Prolog (logística) e PRC-Poço (redução de custos em poços) tiveram um impacto positivo de R$ 14,7 bilhões no caixa. Essa matemática não ficou muito clara, pois somente a petroleira conhece esses números.

Também contribuiu para esse lucro o menor impacto cambial das despesas e outros custos, devido à contabilidade de hedge, que vem sendo adotada por várias empresas, como a Braskem, entre outras.

Curiosamente, o lucro da petroleira, que há dois anos vem passando por um verdadeiro choque de gestão e de mudança de cultura, é quase o mesmo de uma década atrás (2005), de R$ 23,7 bilhões. Foi o maior da estatal até então, em 52 anos de atividades. E “40% superior ao do ano anterior” (2004).

No entanto, é um resultado pífio considerando que nessa década a indústria de óleo e gás deu um salto sem precedentes no Brasil. Foi também quando a Petrobras registrou vários lucros recordes, três dos quais acima da casa dos R$ 30 bilhões: o maior de todos em 2010 (de R$35,2 bilhões, 57% acima do ano anterior – maior índice obtido até hoje), seguido pelos resultados de 2008 (R$33,9 bilhões) e 2011 (R$33,3 bilhões).

Dívida alta – O Ebitda ajustado (lucro líquido antes dos impostos, das despesas financeiras líquidas, depreciação e amortização) atingiu R$ 62,967 bilhões, com elevação de 18% em relação ao de 2012. É o maior de todos na década, superando o de 2011, que foi de R$62,246 bilhões (quando o lucro obtido chegou a ser dez bilhões acima do atual).

As semelhanças param por aí. Ainda que o Ebitda reflita a lucratividade da companhia, sendo usado por quem fornece capital para avaliar se a empresa é capaz de pagar suas dívidas, e também por analistas e investidores, para avaliar a capacidade da empresa de gerar resultados, o nível de endividamento da Petrobras preocupa.

De 2012 para 2013, o endividamento líquido, em reais, passou de 147,8 bilhões para 221,6 bilhões (ou de US$ 72,3 bilhões para US$ 94,6 bilhões). Um aumento de 50% na dívida, que hoje é mais do que o quádruplo da registrada em 2008 – R$ 48,8 bilhões –, quando foi deflagrada a maior crise financeira do novo século, que impactou as maiores economias do mundo.

Foster reconhece que reduzir o endividamento é prioridade e que tem um prazo de 24 meses, estabelecido pelo conselho de administração, para aliviar o indicador de endividamento líquido/Ebtida (ou seja, dívida/geração de caixa) dos atuais 3,52 para 2,5. Ela já antecipou que isso não será feito nos primeiros doze meses, levando em consideração o próprio plano de negócios (PNG) para 2014-2018, prevendo investimentos de US$ 220,6 bilhões. Muito embora esse número aponte uma redução de US$ 15,4 bilhões (6,8%) em relação ao PNG anterior, com investimentos de US$ 236 bilhões para 2013-2017.

Esse corte compensaria os R$ 20,1 bilhões em investimentos extrapolados em 2013: o previsto era R$ 84,1 bilhões, mas o realizado foi R$ 104,4 bilhões. Foi a maior cifra de investimentos já apresentada em 60 anos da estatal, segundo Graça Foster. E também compensaria os US$ 6 bilhões pagos pela Petrobras pelo bônus de assinatura do campo de Libra, no pré-sal da bacia de Santos, relativos aos 40% por ela detidos nesse ativo. O restante cabe aos demais sócios do consórcio, que é integrado também pela anglo-holandesa Shell (20%), a francesa Total (20%) e as estatais chinesas CNPC e CNOOC (10% cada).

Já estão incluídos no novo plano de negócios os recursos que cabem à petroleira brasileira no orçamento ‘elástico’ – de US$ 400 milhões a 500 milhões – para o desenvolvimento inicial desse ativo, aprovado em janeiro desse ano pelo consórcio, em reunião do comitê operacional, integrado pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA). Os trabalhos incluem o reprocessamento sísmico de toda a área do bloco e a perfuração de dois poços no segundo semestre de 2014 (com término até meados de 2015).

Foster afiançou que o maior investimento se deu, concomitantemente, com o avanço físico dos projetos, principalmente os 158 prioritários, por ela não especificados, mas que respondem por 73% dos investimentos. Mas, enquanto a realização física atingiu 91%, a financeira foi de 101%.

“Fechamos a boca do jacaré”, brincou a executiva, fazendo alusão aos gráficos do desempenho econômico e financeiro dos projetos nos anos anterior – a chamada curva S, onde havia uma grande diferença entre o previsto e o realizado, formando a tal ‘boca de jacaré’.

Todos esses números indicam que, para avançar e cumprir metas, dentro dos prazos, a estatal continua tendo de despender mais recursos que o previsto, a despeito do velho embate com a cadeia de fornecedores sobre os reajustes de contratos.

Petróleo & Energia, Produção da P-61 deve começar neste semestre, em Papa-Terra
Produção da P-61 deve começar neste semestre, em Papa-Terra

De volta às premissas – A Petrobras sinaliza em seus resultados, plano de negócios e cenário 2030 que direcionou o foco das atenções para o seu core business, que gera caixa e rentabilidade para os acionistas: descobrir e agregar reservas e produzir mais e mais petróleo, a custos competitivos. E administrar o melhor possível o desequilíbrio nos preços, tanto internos (dos derivados) como externos (do barril), pois estão além de suas decisões.

Na primeira parte, a estatal vai muito bem. As reservas provadas, que somavam na virada do ano 16,6 bilhões de barris (e devem mudar substancialmente em 2014), garantem um índice de reposição (IRR) de 131% – acima de 100% pelo 22º ano consecutivo –, o sonho de qualquer petroleira do mundo.

No ano passado, quando investiu R$ 17,3 bilhões em exploração, foram perfurados 14 poços no pós-sal e 17 no pré-sal (onde o índice de sucesso é 100%). A média brasileira de sucesso é de 75%. Esses resultados reforçarão a expansão das atividades da Petrobras na costa brasileira. As seis principais descobertas anunciadas no pós-sal estão distribuídas por quatro bacias: Campos (Mandarim), Espírito Santo (Arjuna), Potiguar (Pitú) e nada menos que três na de Sergipe-Alagoas (Farfan 1, Moça Bonita 1 e Muriú 1).

No pré-sal da bacia de Santos, a petroleira registrou nove grandes descobertas: Sul de Tupi, Florim, Sagitário, Iara (extensão e entorno), Iguaçu Mirim, Franco Leste, Iara Alto Ângulo, Júpiter Bracuhy.

As perspectivas são de mais do que dobrar e até mesmo triplicar as reservas até 2030. Mas, desta vez, a Petrobras preferiu não se arriscar em futurologias que nem sempre são confirmadas pelos fatos. No entanto, havia obrigatoriedade de declarar a comercialidade de todas as outras quatro áreas da cessão onerosa (Sul de Guará, Nordeste de Tupi, Florim e Entorno de Iara), uma vez que já fez duas declarações: de Sul de Tupi (atual Sul de Lula) e de Franco (atual Búzios).

Produção travada – Já na produção, a petroleira ainda não conseguiu avanços substanciais. Até mesmo por ainda estar fazendo os últimos ajustes na engrenagem operacional da maior bacia do país, a de Campos, principal responsável pela linha descendente da estatal nos últimos anos.

A Petrobras, que em setembro de 2009 superou, pela primeira vez, os dois milhões de barris diários de óleo no Brasil – quando a produção de gás natural era de pouco mais de 51 milhões de metros cúbicos –, não conseguiu sustentar este marco por muito tempo. Em 2012, obteve essa média apenas em três meses. E durante todo o ano de 2013, ficou no mesmo nível médio mensal de quase toda uma meia década: em torno de 1,9 milhão de barris de óleo/dia.

Em 2013, a produção de petróleo e gás natural apresentou a média de 2,539 milhões barris de óleo equivalente por dia, 2% inferior à de 2012. Pesou nessa queda o atraso no início da operação de novos sistemas, previstos para 2013, mas que estão começando a produzir apenas neste ano.

Das nove plataformas anunciadas como entregues durante o ano pela petroleira (uma delas, na realidade, no final de 2012), apenas quatro começaram a ‘bombear’ as reservas offshore no ano de 2013. Os demais sistemas de produção definitiva que seguiram para locação no final do ano iniciaram a produção gradativamente.

A primeira delas, augurando um ano melhor para a estatal, foi a P-55, operando desde as primeiras horas de 2014. No dia 18 de fevereiro, a Petrobras conseguiu dar a partida na operação de um projeto pioneiro, no campo de Sapinhoá, no polo pré-sal da Bacia de Santos. O poço, localizado sob lâmina de água de 2.118 m e com produção inicial de 33 mil barris de petróleo por dia (uma das mais altas), está interligado ao FPSO Cidade de São Paulo por um sistema inédito de conexão no país: o trecho ascendente das tubulações de produção é sustentado por uma boia submersa, ancorada a 240 metros de profundidade. Denominada BSR (Boia de Sustentação de Risers), ela fica imune aos movimentos da plataforma, tornando viável a utilização de dutos rígidos de aço (Steel Catenary Risers – SCR) em grandes profundidades.

Petróleo & Energia, P-58: produção começou em março no Parque das Baleias
P-58: produção começou em março no Parque das Baleias

A terceira unidade a produzir foi a P-58, que entrou em operação no complexo do Parque das Baleias, na porção capixaba da Bacia de Campos, em meados de março, conforme previsto (ou melhor, revisto) no atual PNG. A Petrobras registrou a “excelente produtividade” do poço do pré-sal dessa área, que compreende os campos de Baleia Franca, Cachalote, Jubarte, Baleia Azul e Baleia Anã. Instalada a quase 85 km da costa do Espírito Santo, a unidade do tipo FPSO (unidade flutuante que produz, armazena e transfere petróleo, na sigla em inglês), tem capacidade para processar diariamente até 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás natural.

Todas elas constavam do Plano de Negócios 2013-2017, e entraram na ‘coluna’ de atrasos que impactaram a produção. Para este ano, a Petrobras prevê o início da produção da P-62 (módulo V de Roncador) e da P-61 (uma TLWP) apoiada pela SS-88 (TAD, de assistência à perfuração), ambas em Papa-Terra, ainda neste semestre, na Bacia de Campos

Na segunda metade do ano, a produção deverá ser incrementada pelos projetos de Sapinhoá Norte (FPSO Cidade de Ilha Bela) e Iracema Sul (FPSO Cidade de Mangaratiba), ambas na Bacia de Santos. A petroleira acredita que poderá, assim, elevar em 7,5% a produção nacional neste ano (com variação de 1 ponto percentual, para mais ou para menos).

Para 2015, mais realista, a estatal programou a entrada em operação de apenas uma unidade: Cidade de Itaguaí, em Iracema Norte, também no pré-sal da bacia de Santos. Somente em 2016 a estatal aumentará sua aposta de primeiro óleo de seis unidades: P-66 e P-67 (Lula Sul e Lula Norte, respectivamente), P-74 e P-75 (Búzios 1 e 2, na área da cessão onerosa antes denominada Franco) e ainda duas unidades novas, para Lula Alto e Lula Central.

Batendo recordes – Com seis unidades programadas para 2017 e nove em 2018, a estatal espera atingir a meta de produção de 3,2 milhões de barris diários de petróleo no Brasil, para chegar a 4,2 milhões de bpd em 2020.

O novo PNG programou 28 unidades de produção (UEPs) para entrar em operação nos próximos quatro anos, dezesseis delas na segunda metade desse período, quando será dada a partida na maioria dos projetos do pré-sal da área da cessão onerosa. Com isso, a estatal prevê que 52% da produção total de petróleo em 2018 virá do pré-sal, uma fronteira descoberta há dez anos.

No total, a meta de produção de óleo, LGN e gás natural no Brasil é de 3,9 milhões de boed (barris de óleo equivalente por dia) em 2018 e de 5,2 milhões de boed em 2020 – dos quais 4,86 milhões de bpd operados pela Petrobras (mas incluindo a parte dos parceiros).

Para atingir tal meta, a petroleira direcionou 70% dos investimentos totais de U$ 220,6 bilhões para a área de exploração e produção (E&P), que vai abocanhar US$ 153,9 bilhões. Quase 73% desse valor serão alocados para desenvolvimento da produção, 15% para exploração e 12% para infraestrutura.

Dos US$ 135,9 bilhões a serem investidos nas atividades de desenvolvimento da produção e de exploração, 60% serão destinados ao pré-sal e 40% ao pós-sal. Este caixa de E&P vai receber ainda o desembolso dos parceiros, estimado em pelo menos US$ 44,8 bilhões. Os US$18 bilhões que faltam para completar o total de investimentos em E&P serão direcionados para infraestrutura e suporte destas atividades.

[toggle_box title=”Números do programas estruturantes em 2013” width=”530″]

• O PROEF (aumento da eficiência operacional da Bacia de Campos) contribuiu com uma produção adicional de petróleo de 63 mil bpd. A eficiência operacional chegou a 75% na UO-BC e a 92% na UO-RIO.

• O PRODESIN (desinvestimentos) totalizou R$ 8,5 bilhões de contribuição ao caixa no ano de 2013.

• O PROCOP (otimização de custos operacionais) alcançou uma economia de R$ 6,6 bilhões em 2013, superando a meta de R$ 3,9 bilhões estabelecida para o ano.

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Abastecimento perdeu recursos

Foi a primeira vez que a estatal reduziu o volume de investimentos anunciados em sucessivos planos de negócios desde 2005, quando começou esta série histórica. Antes disso, não era costume promover grandes anúncios dos investimentos da estatal, que mantinha o hábito de resguardar seus planos sob um manto de discrição.

A petroleira manteve o volume crescente de recursos para exploração e produção, que mais do que triplicou, passando de US$ 49,3 bilhões, em 2007, para US$ 104,6 bilhões em 2009, até chegar aos atuais US$ 153,9 bilhões. Os investimentos em exploração também cresceram, saltando de US$ 17 bilhões em 2009 (quando a Petrobras começou indicar separadamente os gastos nas atividades exploratórias) para os atuais US$ 23,4 bilhões. Uma elevação bem mais suave, de menos de 38%, a despeito dos altos custos das perfurações de poços no pré-sal, confirmando o elevado índice de sucesso da estatal.

Em contrapartida, percebe-se a presença de mais recursos para uma área bem menor sob concessão da Petrobras. A estatal reduziu significativamente o seu portfólio nos últimos anos: em 2007, havia sob outorga da petroleira brasileira nada menos que 140 mil km², passando para 91 mil km² em 2012 e chegando a 76 mil km² em 2013 (não foram incluídas a área de Libra e as concessões obtidas nas 11ª e 12ª rodadas, realizadas no ano passado). Essa redução expressiva reflete a ausência de leilões, mas, principalmente, a necessidade de focar em áreas de maior interesse e potencial. O que se refletiu também na redução dos investimentos em abastecimento, o downstream (incluindo o setor de petroquímica).

O abastecimento ganhou parcos US$ 38,7 bilhões, em contraste com os US$ 78,7 bilhões abocanhados em 2010, ou os U$ 74,4 bilhões de 2011 e, até mesmo, os US$ 70,5 bi em 2012. O valor atual ficou bem mais próximo do alocado em 2008, de US$ 33,9 bilhões, antes da crise financeira que abalou o planeta.

Isso resulta da alocação do foco da empresa em E&P, embora pretenda dobrar sua capacidade de refino mediante os empreendimentos em construção: o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), que virou uma refinaria com duas linhas completas e idênticas de refino; a Refinaria Abreu e Lima (RNEST), que não terá mais de refinar óleo superpesado venezuelano; e as refinarias Premium que ainda não saíram do papel e estão em um lento processo de licitação.

Dos US$ 38 bilhões, as obras de expansão do parque de refino vão abocanhar US$ 16,8 bilhões, ou seja, 43%. O equivalente a mais da metade dos recursos em novos projetos está sendo direcionado para a melhoria operacional do parque de refino, que receberá US$ 9,4 bilhões (24% do total de recursos do abastecimento).

US$ 3,3 bilhões (9%) serão aplicados na ampliação de frota, nos 45 navios do Programa de Modernização da Frota-Promef, além de outro US$ 1,4 bilhão para petroquímica (4%), ficando o restante repartido entre logística para etanol, distribuição, corporativo e destinação de óleo nacional. Cerca de US$ 5,5 bilhões (14%) serão alocados para atendimento do mercado interno (leia-se importações de combustíveis, principalmente).

A área de Gás, Energia e Gás Química ficou com US$ 10,1 bilhões, para dar prosseguimento aos seus principais projetos. Quase dois terços desse montante (US$ 6,1 bilhões ou 61%), serão direcionados para a logística, na expansão da malha de dutos (rotas 2 e 3 de gasodutos)e UPGNs (Unidades de Processamento de Gás Natural), para sanar um dos grandes gargalos desse mercado: transporte e distribuição.

Outra fatia, de US$ 2,6 bilhões (25%), vai ser usada na implantação das unidades de fertilizantes nitrogenados (UFN III, em Mato Grosso do Sul, e UFN V, em Minas Gerais). O restante vai para termelétricas (US$ 1,3 bilhão) e cerca de US$ 100 milhões para o terminal de Gás Natural Liquefeito (GNL).

A área internacional ficou com US$ 9,7 bilhões, quase todos eles (92%) direcionados para exploração e produção, para implantação de projetos no Golfo do México, além de empreendimentos de menor porte na Bolívia, Argentina e Nigéria. Com isso, o bolo está devidamente ‘servido’ ou fatiado.

[toggle_box title=”Projetos de E&P estão garantidos” width=”530″]

Os recursos do PNG 2014-2018 estão divididos entre uma carteira estratégica de projetos em implantação e em processo de licitação e outra, de projetos em avaliação. A primeira fica com a maior parte (US$ 206,8 bilhões), e ganhará os recursos necessários para os projetos em implantação, ou seja, em execução ou já licitados, além daqueles que estão na fase de estudos avançados de avaliação (etapa final para entrar em licitação).

Nessa mesma carteira estão também os projetos em licitação que se referem, principalmente, às unidades de produção (plataformas) e às duas refinarias (Premium 1, trem 1, no Maranhão, e Premium 2, no Ceará). Os dois grupos são essenciais para a Petrobras assegurar a meta de produção de 4,2 milhões de barris de petróleo por dia em 2020 (sem computar o gás natural).

Os US$ 13,8 bilhões restantes ficaram para a carteira de projetos em avaliação, que não são detalhados, mas sobre os quais a estatal informa que não terão “nenhum impacto na produção prevista para 2020”. Ou seja, não tem nada de E&P nessa carteira. Mesmo porque não há nada nessa área ainda para decidir, a não ser o que vai ser definido nos próximos planos de desenvolvimento de campos da cessão onerosa, pré-sal e novas descobertas do pós-sal.

É bom lembrar que já há um amplo e gigantesco Estudo de Impacto Ambiental (EIA) – Relatório aprovado, com dezenas de unidades de produção definidas para o polo do pré-sal da Bacia de Santos, que estão, portanto, dentro dos planos atuais da Petrobras.

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