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Petrobras assina acordo com francesas em energia solar e eólica

A Petrobras informou nesta terça-feira (10) que assinou ontem (9) com as francesas Total e a Total Eren, empresa energia renovável, um memorando de entendimentos para analisar o desenvolvimento de negócios nas áreas de energia solar e eólica no país.

Segundo a companhia, a parceria dilui os riscos relacionados ao negócio de energias renováveis no Brasil e potenciais ganhos de escala e sinergias. O acordo não possui natureza vinculante.

“A realização desse acordo faz parte da estratégia da Petrobras em desenvolver negócios de alto valor em energia renovável, em parceria com grandes players globais, visando a transição para uma matriz de baixo carbono”, diz trecho do comunicado da estatal.

A Petrobras possui quatro parques eólicos em parceria, totalizando 104 megawatts instalados (MW). A Total Eren possui uma base de ativos diversificada de energia eólica, solar e hidrelétrica, representando uma capacidade bruta instalada de mais de 950 MW em operação ou em construção pelo mundo. A Total adquiriu, no ano passado, uma participação indireta de 23% na então Eren Renewable Energy, que passou a se chamar Total Eren.

A Petrobras possui uma parceria estratégica com a Total desde fevereiro do ano passado, com o compartilhamento de tecnologias e de atuação conjunta em exploração e produção em blocos de petróleo.

Fonte: Ivan Ryngelblum | Valor Econômico

Por que política de preços da Petrobras contradiz projeto de autossuficiência em petróleo?

Solon Neto | Sputnik Brasil

A política de preços da Petrobras foi o estopim da greve dos caminhoneiros. Essa política passou a ser aplicada em 2017, com Michel Temer, e segue ganhando críticos. Para explicar como ela funciona e o que seria o ideal para substituí-la, a Sputnik Brasil entrevistou Jean-Paul Prates, do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE).

Faltando apenas um mês para a Copa do Mundo, não era o penteado de Neymar ou as táticas de Tite que preocupavam o brasileiro. O que elevou os ânimos no país foi uma greve de caminhoneiros que estremeceu a produção como há muito tempo não se via, derrubando a indústria já enfraquecida pela crise a níveis de 2008.

A sociedade brasileira foi obrigada a reagir, e 87% da população chegou a apoiar o posicionamento da gigantesca categoria, peça-chave para o abastecimento dos serviços e o escoamento da produção.

O complexo movimento de caminhoneiros apresentava propostas difusas. Ora a pauta parecia pedir intervenção militar e ter um motivo político amplo, ora se concentrava em pressionar o governo de Michel Temer para abaixar os preços dos combustíveis através da isenção de impostos.

E de fato, mais uma vez, o Planalto foi à lona.

Apesar do tom difuso, a paralisação que sequestrou a atenção do país gravitou em torno da política de preços da Petrobras, sustentada pelo então presidente da estatal, Pedro Parente, substituído por Ivan Monteiro após a greve dos caminhoneiros.

Desde julho de 2017, já no governo de Michel Temer, a política da empresa passou a estar atrelada à variação internacional no mercado de petróleo, assim como ao preço do dólar. O preço passaria a acompanhar a oscilação do mercado de óleo cru.

Com isso, o valor pago pelo consumidor nos combustíveis passou a flutuar com frequência, e as disputas internacionais se refletiram em uma alta de preços indesejada para um país de mais de 13 milhões de desempregados e jogado nos braços da informalidade.

A política é antagônica em relação à anterior, empregada no governo de Dilma Rousseff, que controlava os preços de forma subsidiada. Ela não teria sido a primeira a adotar a fórmula que, segundo especialistas, há décadas impera no país.

Para comentar o assunto, a Sputnik Brasil entrevistou Jean-Paul Prates, consultor especialista no setor de Energia e coordenador do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE).

“A meu ver essa política não deu certo. Claramente não deu certo e mais do que não dar certo ela não passou no teste de estresse”, afirma Prates, que acredita que há um erro conceitual na política de preços operada pela Petrobras.

Ele aponta que o teste de estresse, ou de tensionamento, se dá quando a situação se torna desfavorável. Como no caso das flutuações internacionais que se refletiram no aumento de preços dos combustíveis no Brasil, o que teve consequências políticas desastrosas.

“Quando você tem todos os parâmetros contra você, se a tese for boa, ela atravessa esse período crítico com o mínimo de desgaste possível. Isso não aconteceu com essa política”, disse, relembrando que houve um aumento dos preços internacionais do petróleo, do combustível, do dólar, assim como um aumento da frequência de fretes no Brasil, uma consequência do pequeno reaquecimento da economia. O especialista ainda informa que se em um primeiro momento houve uma reação apenas do setor de fretes, essa situação já começou se espalhar para outros setores, como no industrial.

Jean-Paul aponta os erros conceituais na política aplicada por Pedro Parente, que para ele tem problemas ligados ao projeto nacional no setor de Energia, intrinsicamente ligado ao petróleo.

“Ela inverte a lógica de 60 anos de busca pela autossuficiência de petróleo no Brasil. Ora, durante 60 anos, todos os governos, independente de ser de esquerda, de direita, governos ditatoriais, governos democráticos, todos eles tiveram uma unanimidade — perseguir a autossuficiência para libertar o Brasil da dependência estrangeira de compra de óleo e de combustíveis. E para também livrar o Brasil da insegurança que traz a volatilidade dos preços internacionais”, ressalta o especialista.

Ele relembra que essa busca de seis décadas de investimentos e riscos, inclusive em períodos de baixa histórica no preço do petróleo, como nos anos 1980, é um legado político brasileiro, que só foi possível graças à estatal brasileira com controle do Estado e regime de capitalização mista.

A autossuficiência em petróleo foi anunciada no Brasil em 2006, fruto de décadas de pesquisa, investimentos e desenvolvimento do Estado brasileiro. Esse ponto abriu portas para o crescimento da indústria do petróleo no Brasil, com demandas de emprego e tecnologia.

Segundo Jean-Paul Prates lembra, é aí que uma política de preços baseada em patamares de reajuste começa a ser aplicada, para assim garantir mais estabilidade dos preços e segurança para toda a cadeia produtiva dependente do combustível. O que só foi possível, afirma o especialista, devido ao papel desenvolvido pela Petrobras como empresa estatal.

“Quando o Parente, ou antes dele, começa um ano atrás essa política de preço real, reajuste em tempo real de preço praticamente dolarizado, eu estou indo na contramão dos benefícios da autossuficiência. Porque quando eu imaginava que ser autossuficiente me daria um pouco mais de previsibilidade e menos volatilidade, justamente entra uma equipe que diz ‘não, agora vai ter que ser preço de mercado porque eu quero continuar importando combustível'”, ressalta Jean-Paul Prates.

A adoção da política de preços com variação de mercado, afirma, seria uma necessidade para garantir investimentos estrangeiros, o que para Prates se trata de mero equívoco.

Para Prates, a política pode até funcionar em outros países, mas para um país como o Brasil, com um projeto de seis décadas para alcançar a autossuficiência, esta política se mostra contraditória e problemática.

“Para um país que elegeu lá atrás um modelo em torno de uma estatal hegemônica não monopolista, inicialmente monopolista, mas depois hegemônica, onde ela é de economia mista justamente para servir como fiel da balança no mercado interno, para você não ter o colapso que você teve, [então] você pega justamente uma teoria completamente oposta a isso, diametralmente oposta a isso. E aí o que aconteceu? Algo que a gente já previa que ia acontecer: o caos”, aponta.

É, portanto, para Prates, nessa contradição entre um projeto nacional e uma política de preços nova, que está o grande problema do que foi aplicado pelo governo de Michel Temer através da figura chave de Pedro Parente.

“Conceitualmente essa política está errada porque está em dissonância, não é que está errada porque outros países não fazem, não. É que para um país que chegou à autossuficiência, e lutou 60 anos para isso, ela não faz sentido”, conclui.

A quem interessa essa política?

A política de preços, segundo aponta Jean-Paul Prates, beneficia a um grupo ainda desconhecido, e que esse questionamento deveria estar sendo feito tanto pela opinião pública, quanto pelo Congresso Nacional.

“Essa é a pergunta do milhão. Quem aproveita essa política? Há um grupo certamente muito pequeno de pessoa que entendem que precisam entrar no refino e na importação de combustíveis no Brasil, e que para isso não abrem mão de sacudir o cachorro inteiro desde que o rabo fique quietinho ali”, reforça Prates, dando a entender que há interesses ainda não explicados nessa história.

“[…] esses administradores que são administradores públicos […], eles precisam explicar a essa opinião pública, não só acionistas, mas a opinião pública em geral, que interesse move querer abrir fatia de mercado para o próprio concorrente dessa empresa. Quando um presidente de uma empresa vem a público e diz ‘eu sou da opinião que eu tenho que diminuir o refino nacional para dar espaço para o meu concorrente’ que presidente de empresa sou eu?”, ressalta o especialista.

Para ele, além de tudo, a política aplicada trata-se de uma ação intervencionista direta do governo no mercado. O que, em sua visão, remete às acusações apontadas ao governo anterior, de intervencionismo nos preços e instrumentalização da Petrobras.

Qual seria a política ideal?

Jean Paul-Prates conclui a entrevista afirmando que a política ideal de preços para a empresa deve retomar a tradição do projeto brasileiro de autossuficiência.

“A política ideal é você voltar a convergir para o modelo que o Brasil escolheu e trilhou durante todo esse tempo de seis décadas, ou até mais, que é o seguinte: eu persegui a autossuficiência e conquistei, a partir do momento que eu tenho segurança volumétrica de petróleo para mim, eu pratico preços paritários aos internacionais, para não ficar muito fora do mercado mas vou fazer reajustes para dentro periódicos e em patamares”, conclui, apontando que a periodicidade e os parâmetros de reajuste devem ser claros e pré-definidos.

Dessa forma, longe da imprevisibilidade da variação internacional de preços, o país poderia planejar melhor seus investimentos, e a sociedade civil não pagaria os efeitos diretos das altas no exterior, como na crise dos caminhoneiros. Com esse estabelecimento, afirma, inclusive os acionistas da empresa teriam como prever a recuperação de investimentos.

Para ele, por fim, tanto Dilma Rousseff como Michel Temer erraram na política de preços, e que o ideal seria encontrar um meio termo, sem uso político do reajuste de um setor tão vital para a vida cotidiana no Brasil.

 

No Senado, Presidente do CERNE debate modelo de produção e exploração de petróleo

O atual modelo de produção e exploração de petróleo e gás natural praticado no Brasil e seus impactos sobre o financiamento de políticas públicas foi tema de audiência pública da Comissão de Desenvolvimento Regional e Turismo (CDR) do Senado Federal, nesta quarta-feira (4).

O Presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), Jean Paul Prates, considerou prejudicial aos interesses do país as desonerações que o governo Michel Temer tem concedido, especialmente com relação ao setor de petróleo.

Em sua avaliação, o governo do presidente Temer não precisaria ter patrocinado a aprovação da Lei 13.586/2017, que permitiu deduções dos royalties pagos por empresas petrolíferas, para tornar mais atraentes os leilões do pré-sal. Segundo ele, a situação atual é mais favorável para o governo negociar as áreas de petróleo, uma vez que as reservas provadas de petróleo do pré-sal aumentaram, desde a época dos governos Lula e Dilma, quando se adotou política de cunho mais nacionalista para o setor.

Já o consultor aposentado da Câmara dos Deputados, Paulo Cézar Lima, criticou a política de preços de combustíveis implementada pela atual diretoria-executiva da Petrobras.

Segundo ele, os preços de derivados de petróleo praticados no mercado brasileiro não guardam paridade com o mercado internacional devido à inclusão de uma série de custos como, por exemplo, estadia de navios da Petrobras em portos, frete de navios, volatilidade da taxa de câmbio na formação dos preços dos combustíveis.

Também foram convidados para a audiência André Horta, coordenador dos secretários do Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz) e representantes da Associação Brasileira dos Municípios (ABM); das federações Única dos Petroleiros (FUP) e dos Municípios do Rio Grande do Norte (Femurn) e da Frente Nacional dos Prefeitos (FNP).

Esta foi a primeira de dez audiências que a comissão fará sobre o tema. Pelo requerimento aprovado, outras oito capitais do Nordeste receberão a CDR: Natal, Aracaju, Salvador, Fortaleza, Teresina, São Luís, João Pessoa e Recife.

Fonte: CERNE Press com informações do Senado Federal

Combustíveis nas alturas: o que está por trás disso?

Por Jean-Paul Prates, Presidente do CERNE.

1. O Brasil vive momento delicado de sua história. Questões relevantes como previdência, segurança pública, privatizações e, agora, combustíveis são trazidas à pauta nacional para tirar o foco de fracassos, mascarar fragilidades politicas e até justificar blindagens judiciais.

2. O fraco governo de Temer forja problemas (como se não os tivesse, ele mesmo) através de propostas ou atitudes que fomentam debates acalorados e reações extremadas. É tão desnecessário que parece ser proposital, e não mera incompetência. É o caso dos combustíveis, agora.

3. Depois de tentar em vão com Previdência, Intervenção Militar, Eletrobras e outros balões de ensaio desastrosos mas efetivamente dispersivos, eis que é chegada a hora da política de preços internos dos combustíveis de Temer, Padilha, Moreira e Parente vir para a berlinda.

4. Parente (Petrobras) e Temer (Governo) tentam nos convencer de que o melhor, para o Brasil, sua economia e seu povo é que os preços dos combustíveis por aqui sejam reajustados em TEMPO REAL com as variações internacionais. Isso faz sentido? Vamos ver (adiante).
5. O Brasil NUNCA teve preços de combustíveis reajustados em TEMPO REAL. Nem com Getúlio, militares, Sarney, Collor/Itamar, FHC, Lula/Dilma. Sempre houve UMA unanimidade: buscar autosuficência em petróleo para diminuir nossa sujeição à volatilidade dos preços globais. Não é?
6. O amortecimento interno das oscilações estrangeiras do preço do petróleo foi implementado por todos os governos desde sempre, no Brasil. Não é “coisa do PT”. Mas colocar-nos EM TEMPO REAL ao sabor da geopolítica e das intempéries estrangeiras é coisa de Temer/Parente/Moreira.

7. Aí começam as discussões que eles adoram: trustes indigitam a tributação alta; coxinhas exclusivisam o “petrolão” e o represamento eleitoreiro de Dilma em 2014 pela descompressão dos atuais preços; mortadelas acusam interesses internacionais e privatização por trás. E aí?

8. Todos tem certa razão mas extrapolam seus argumentos para esconder o do outro. De fato, o represamento de preços em 2014 foi influenciado pelas eleições (como também foi na Alemanha de Merkel o prazo da desmobilização das nucleares). Mas só isso não justifica a atual política.

9. Investigações, punições, malversações, “impairments”, NADA disso justifica colocar a estatal brasileira (que nunca esteve “quebrada”) a praticar reajustes em TEMPO REAL em cima do Brasil. Até investidores sabem que ela não é a Shell! É uma estatal/mista com responsabilidades!

10. O mercado de petróleo é composto de empresas estatais, estatais-mistas e privadas (majors e independentes). Cada grupo tem suas peculiaridades e formas de financiamento. A Petrobras situa-se entre as mistas: capta no mercado e tem papel socioeconômico e político a exercer.

11. Um deles foi exatamente trazer o Brasil para a autosuficiencia em petróleo, em 50 anos de trabalho, técnica e investimento empreendidos até durante anos em que o preço internacional não compensava perfurar poços em águas profundas e ultra-profundas.

12. Outro foi o de sempre servir de gestora do amortecimento (compensando preços internos aproximadamente acima ou abaixo das contações flutuantes do mercado internacional) dos preços internos de combustíveis contra oscilações especulativas, oportunistas ou ocasionais do setor.

13. De que valeu investir, lutar e trabalhar para ser autossuficientes em petróleo para, ter preços internos em TEMPO REAL ao das oscilações especulativas, intemperies climáticas e disputas geopolíticas mundiais!? Quase 60% de alta desde julho de 2017 em mais de 150 reajustes?

14. Claro que não se quer aqui preços irreais, subsidiados, ou administrados demagogicamente. Mas um país autossuficiente, com uma economia altamente dependente do frete e da mobilidade urbana, NÃO DEVE ficar ao sabor das gangorras de preço do barril!

15. Ainda mais com uma estatal hegemônica que detém privilégios logísticos e operacionais e competência técnica como a Petrobras e que não tem tropas defendendo reservas estrangeiras nem estoques reguladores em cavernas para despejar em tempos de alta (EUA).

16. Quanto ao acionista da Petrobras, esp. o não especulador, sabe que negocia com uma ação de empresa estatal mista, com as vantagens e desvantagens disso. Atratividade pode variar mas ser sócio do Estado Brasileiro e líder em marketshare, logística e refino etc tem seu valor.

17. Donos de transportadoras, mídia e generalistas liberais de plantão querem desviar a discussão para a tributação. Mas impostos sobre combustíveis sempre foram altos no Brasil – ao menos nos últimos 30 anos! Adotamos o “modelo europeu” de tributar pesadamente os combustíveis.
18. Diferentemente dos EUA, o Brasil (= a Europa e a maioria das economias asiáticas) tributa fortemente (e na fonte) os combustíveis. Esse NÃO É o foco da discussão agora. Cair nisso é acatar a “nova política” de preços voláteis da Petrobras de Temer e Parente contra o Brasil!
Gostemos ou não, certos ou não, adotamos aqui o modelo europeu de tributar fortemente os combustíveis (em países europeus chega-se a 80% do preço da bomba em impostos diversos; aqui, em torno de 40-48%). A alta atual NÃO ESTÁ aí. Esta configuração tributária é a mesma há anos.
19. O que nos afeta diretamente agora é a política de reajustes EM TEMPO REAL, que nos deixa à mercê das oscilações e especulações internacionais do preço do petróleo, sem qualquer amortecimento ou patamares de consolidação. Reagir é preciso, e demonstrar que isso não cabe aqui!
20. Restam-nos, no curto prazo, boicotes e protestos; e, no médio, votar conscientes em candidatos que entendam a diferença do papel de uma estatal nacional de petróleo e empresas multinacionais cujo espaço, aliás, no mercado mundial tem sido reduzido sistematicamente há décadas.

Combustíveis x Greve dos caminhoneiros: como se formou o nó que levou à paralisação

Protestos põem em questão política de preços da Petrobras e modelo de exploração do petróleo. Limitações logísticas do transporte no Brasil também ajudam a entender a crise dos combustíveis

A escalada do preço do barril de petróleo e a alta do dólar escancararam uma série de gargalos e problemas setoriais que desembocaram na greve dos caminhoneiros nesta semana. A paralisação põe em questão a política de preços da Petrobras, o modelo de exploração do petróleo, as limitações logísticas do transporte no país e os impactos da concessão de créditos setoriais. Tudo isso em meio a um processo de recuperação econômica que, mais lento do que o esperado, não permite aos governos federal e estaduais abrir mão de impostos que representam cerca de 45% do preço da gasolina e 29% do diesel. Mesmo assim, o Congresso Nacional promete aprovar reduções de alíquotas na marra.

Iniciada em julho 2017, a política da Petrobras de acompanhar a oscilação internacional dos preços do petróleo levou a um aumento acumulado de 55% no valor dos combustíveis no Brasil ao seguir a variação internacional do preço do petróleo. Sob a batuta de Pedro Parente, a empresa adotou essa política para se alinhar às práticas comuns do setor privado internacional, recupera a confiança dos investidores depois das perdas da época em que os preços eram controlados, durante o Governo Dilma Rousseff — e os resultados econômicos começaram a ser colhidos pela estatal no primeiro trimestre deste ano. “O Brasil não tem os mesmos estoques de combustível e petróleo dos Estados Unidos, e quer, de repente, afetar milhares de pessoas com uma política [de reajuste] em tempo real só para dizer que é o oposto da política da Dilma e da [ex-presidenta da Petrobras Graça] Foster”, critica Jean-Paul Prates, diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia.

A solução para o especialista é um meio termo: um sistema de amortecimento das variações do preço do petróleo. “Não é nada parecido com Venezuela, com mercado paralelo de combustível, tirar o Brasil do mundo do petróleo, nada disso. É simplesmente retornar à fórmula proposta pela Graça Foster, uma proposta boa num momento errado”, diz Prates, referindo-se à negativa do Governo Dilma de adotar o amortecimento de preços em 2014 por conta de motivos eleitorais. O temor de que a política volte a ter ingerência sobre a Petrobras derrubou as ações da empresa em 14% nesta quinta-feira, o que valeu 47,3 bilhões de reais a menos no valor da empresa.

Segundo Prates, o Brasil tem de adotar uma fórmula que tenha balizamento no mercado internacional: que o preço dos combustíveis não fique muito discrepante do valor mundial por muito tempo, mas que os reajustes sejam feitos em patamares e com previsibilidade dos critérios. Assim, a Petrobras arcaria com o aumento do petróleo por algum tempo, e descontaria aquilo que gastou no momento em que o preço da commodity baixasse. “Nunca houve preço livre na bomba, em tempo real, na história do petróleo brasileiro. Querem fazer isso depois de 100 anos de uma cultura acostumada com amortecimento?”, questiona.

Claudio Frischtak, presidente da consultoria Inter.B, diz faria sentido reduzir a frequência dos aumentos de combustível, mas que “o problema não é a Petrobras, é estrutural”. “A Petrobras tem um grande poder de monopólio. Se houvesse quatro ou cinco empresas competindo de fato nesse mercado, com refinarias e base de importação, pode ser que o preço não estivesse nesse nível e que as empresas não pudessem fazer o que a Petrobras faz hoje”, diz Frischtak. Nos Estados Unidos, por exemplo, a competição do mercado impede que o preço suba tanto.

A solução, nesse caso, passaria pela privatização desse setor, mas não qualquer uma. “Não vejo nenhuma razão para a Petrobras continuar estatal, mas não se deve privatizar ela nessa posição, sob o risco de se criar um quase monopólio privado. Tem de fazer uma modelagem. Só que não há clima para fazer isso no país. A Eletrobrás está numa situação financeira dificílima, e o pessoal continua contra a privatização”, analisa Frischtak.

Transportes

Além do setor de petróleo, o setor de transporte também teve seus problemas expostos por conta da greve dos caminhoneiros. Os transportistas conseguiram mobilizar as atenções do país com apenas três dias de mobilização – a maior desde 1999, no Governo Fernando Henrique Cardoso. Isso porque dois terços do transporte de carga do país são feitos por caminhões — sem contar minério e petróleo cru, a proporção sobre para mais de 90%. Nos Estados Unidos, por exemplo, o percentual é de 43%. Além disso, a estrutura rodoviária do país é precária: tem apenas 211.000 quilômetros, enquanto os EUA têm 4,3 milhões de quilômetros e a China, 4 milhões de quilômetros. Nos cálculos do Instituto de Logística e Supply Chain (Ilos), a má qualidade das estradas faz que o caminhoneiro brasileiro leve um mês para rodar 4.400 quilômetros, o que dá uma velocidade média de 5 km/h. Isso encarece o preço do transporte e, consequentemente, do frete.

De 2001 a 2016, a frota de caminhões do país cresceu 84%, em parte por conta do crédito concedido pelo BNDES entre 2008 e 2014. O aumento foi tão intenso que levou empresários do setor a pedir a suspensão de outros tipos de crédito para a compra de caminhões em 2016. Naquele ano, estimava-se que havia um excedente de 200.000 caminhões no país — a frota atual é de 2 milhões de veículos, dos quais 650.000 são autônomos. O excesso de caminhões e a redução da circulação de cargas, como consequência da recessão dos últimos anos, derrubou o preço dos fretes, prejudicando as companhias de transporte. Agora, quando a economia voltava a crescer, a elevação do preço do diesel frustrou as expectativas dos caminhoneiros, que não viram outra alternativa senão parar em protesto.

Fonte: El País | Rodolfo Borges

ANP lança pré-edital do 4o leilão do pré-sal

A Agência Nacional do Petróleo e Gás (ANP) lança nesta quinta-feira (25/1) o pré-edital e as minutas dos contratos para o 4o leilão pré-sal, que vai acontecer em 7 de junho. A agência vai realizar em 22 de fevereiro a audiência pública para discutir o pré-edital e as minutas e recebe contribuições até 18 de fevereiro.

O 4o leilão do pré-sal vai ofertar as áreas de Itaimbezinho, Três Marias, Dois Irmãos, Saturno e Uirapuru nas bacias de Campos e Santos. Todas as áreas do leilão têm bônus fixado em R$ 4,65 bilhões.

A Petrobras indicou que vai exercer o direito de preferência nas áreas de Dois Irmãos, Três Marias e Uirapuru no 4o leilão do pré-sal. A empresa requereu o percentual mínimo de 30% em cada área e se for mantido o percentual terá que desembolsar R$ 945 milhões.

O bloco de Uirapuru será a área com o maior bônus fixo do leilão do pré-sal, R$ 2,65 bilhões, seguido pela área de Saturno, com bônus de R$ 1,45 bilhão. As duas áreas têm parcela mínima de óleo lucro para a União definidas em 22,18% e 14,12%, respectivamente. A concorrência vai ofertar ainda as áreas de Itaimbezinho, Três Marias e Dois Irmãos, que têm bônus fixado em R$ 50, R$ 100 e R$ 400 milhões.

O 4o leilão do pré-sal terá 18% de conteúdo local para a fase exploratória dos blocos. No desenvolvimento da produção foi estabelecido o mínimo de 25% para construção de poço; de 40% para o Sistema de Coleta e Escoamento; e de 25% para a Unidade Estacionária de Produção. Os índices são os mesmos para a 14a rodada e do 3o leilão do pré-sal , realizados em setembro e outubro.

Fonte: E&P Brasil

Governo derruba liminar e leilão do pré-sal é realizado

O Tribunal Regional Federal da 1ª Região (TRF-1), com sede em Brasília, derrubou uma decisão da Justiça do Amazonas e manteve a 2ª e a 3ª rodadas dos leilões do pré-sal marcadas para esta sexta (27), de acordo com a Advocacia-Geral da União (AGU).

Na noite de quinta (26), o juiz Ricardo Augusto de Sales, da 3ª Vara Federal Cível da Justiça Federal do Amazonas, concedeu liminar (decisão provisória) para suspender os leilões. A AGU recorreu na manhã desta sexta.

A liminar foi concedida no Amazonas, pelo juiz Ricardo Sales, da 3ª Vara Cível da Justiça Federal de Manaus. Ele argumentou que os valores cobrados pelas áreas são baixos e que a lei que pôs fim à exclusividade da Petrobras no pré-sal apresenta “vício constitucional”.

“Aponto que esse aparente vício constitucional macula o processo legislativo da lei de 2016 quepromoveu drásticas alterações na Lei nº 12.351, de 2010, no que concerne ao regime de partilha de produção em áreas do pré-sal e às competências dos órgãos e entidades públicos envolvidos”, afirmou. Para o juiz, o projeto teria que ser de autoria do Executivo, e não do senador José Serra (PSDB-SP).

Nos leilões, a ANP vai oferecer oito áreas do pré-sal por R$ 7,75 bilhões. É o primeiro leilão do pré-sal desde 2013, quando o governo ofereceu a área de Libra.

A ANP qualificou 17 empresas, entre elas algumas das maiores petroleiras mundiais, como Exxon, Shell e Total.

Analistas e governo projetam boa disputa 

A retomada ocorre após mudanças na legislação, que puseram fim à exclusividade da Petrobras e amenizaram os compromissos de compras de bens e serviços no Brasil.

Governo e mercado esperam disputa pelas áreas, ao contrário do que ocorreu no último leilão do tipo, em 2013, quando consórcio liderado pela Petrobras apresentou a única oferta pela área de Libra.

Se vender todas as oito áreas ofertadas, o governo arrecadará R$ 7,75 bilhões –nos leilões do pré-sal, o bônus é fixo e vence a empresa que oferecer a maior parcela do petróleo produzido à União.

A perspectiva de sucesso é vista pelo governo como um reforço da agenda positiva após a votação na Câmara dos Deputados que impediu investigações contra o presidente Michel Temer na última quarta-feira (25).

“Vencemos a última sombra que pairava sobre a economia brasileira”, disse em discurso na feira OTC (Offshore Technology Conference) o ministro de Minas e |Energia, Fernando Coelho Filho, que reassumiu o cargo nesta quinta (26) depois de reforçar a base do governo durante a votação na Câmara.

Ao falar em “sinergia quase perfeita” entre governo e empresas, ele disse esperar que os leilões desta sexta sejam “um sucesso”, mesmo posicionamento do diretor-geral da ANP, Décio Oddone, que aposta em disputas acirradas por algumas áreas.

Para analistas, a grande presença de executivos de alto escalão de petroleiras estrangeiras durante a OTC, esta semana, é um indicativo do interesse do setor pelo pré-sal.

Na plenária em que o ministro falou, havia um presidente, três vice-presidentes e dois executivos-chefes de exploração de seis das 17 empresas qualificadas para participar da disputa.

“Esses leilões são uma janela de oportunidade única, porque não há muitas oportunidades iguais no mundo e ninguém sabe o que vai acontecer depois das eleições no Brasil”, disse Ricardo Bedregal, da consultoria especializada IHS Markit.

Entre os inscritos, estão empresas que já têm fatias em áreas do pré-sal, como a britânica Shell, a francesa Total e a norueguesa Statoil, além de estreantes como a gigante norte-americana Exxon e da Petronas, de Cingapura.

Executivos do setor apostam em participação agressiva da Exxon, que demonstrou grande apetite em leilão do pós-sal realizado em setembro, quando participou de consórcios responsáveis por ofertas de R$ 3,76 bilhões, o equivalente a 98% do valor total arrecadado.

Para a segunda rodada, que será realizada primeira, a expectativa é que a maior disputa se dê sobre a área de Carcará, na Bacia de Santos. Trata-se de um pedaço de jazida já descoberta em área hoje sob concessão da norueguesa Statoil, da brasileira Barra Energia e da portuguesa Galp.

Já na terceira rodada, as atenções estão voltadas para Peroba, também em Santos. Ao lado de Norte de Sapinhoá e Alto de Cabo Frio Central, ela integra a lista de áreas em que a Petrobras decidiu exercer o direito de preferência.

Isso é, a estatal poderá ter uma participação de 30% no consórcio mesmo se perder a disputa.

Para essa rodada, o mercado aposta em repetição dos consórcios formados para o último leilão, juntando Exxon e Petrobras, Shell e a espanhola Repsol e Total com a britânica BP.

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Fontes:

Folha de São Paulo | Nicola Pamplona

Valor Econômico

Portal G1

 

 

Pós-Lava Jato, a Petrobras fica cada vez mais enxuta e menos estatal

Empresa prioriza redução da dívida e foco nos resultados, abre mão de áreas de negócios, como fertilizantes e biocombustíveis, e deixa de lado papel de motor da indústria nacional

A Petrobras da era pós-Lava Jato é uma empresa menor e cada dia mais preocupada em gerar resultados para seus acionistas, não tão voltada aos interesses do Governo, dona de um terço de capital social. Nos últimos três anos, os investimentos caíram para menos da metade, e o número de trabalhadores vinculados à companhia foi drasticamente reduzido. Boa parte de seus ativos está à venda, e a empresa procura sócios internacionais. A Petrobras não subvenciona mais o combustível e tampouco vai privilegiar a indústria nacional se esta não for mais competitiva que a estrangeira. “Não podemos esperar que tenha uma lógica diferente. É a lógica do negócio. Somos uma empresa e temos que apresentar resultados”, alerta Nelson Silva, diretor de Estratégia, Organização e Sistema de Gestão da Petrobras.

A Operação Lava Jato, que começou em 2014 ao descobrir um complexo esquema de subornos na Petrobras para enriquecer diretores e políticos, passou como um rolo compressor sobre a estatal brasileira. O cálculo do prejuízo da petroleira com a corrupção na companhia chegou a 6 bilhões de reais, mas esse não foi o único golpe. Formava-se a tempestade perfeita: uma recessão que reduziu o consumo de combustíveis, instabilidade política e, sobretudo, a queda do preço do petróleo. O barril de Brent despencou de 100 dólares (311 reais) em 2014 para 50 (155 reais) em 2015, atingindo em cheio as previsões financeiras da estatal. O setor petroleiro no mundo todo, não só a Petrobras, viu-se obrigado a revisar seus planos.

A Petrobras se propôs a mudar, começando por suas normas internas, para se proteger da corrupção. As mudanças na governança – mais controle e rigidez na contratação de diretores e o fim das decisões monocráticas – começaram a ser implantadas após o escândalo que estourou durante o Governo de Dilma Rousseff. As reformas estruturais, paradoxalmente, consolidaram-se com Aldemir Bendine, hoje preso acusado de corrupção.

Dilma foi destituída, e Michel Temer, também denunciado por corrupção, prometeu uma Petrobras com uma gestão empresarial sem interferências políticas. A nova equipe, presidida por Pedro Parente, concentrou-se então na nova estratégia da companhia, baseada principalmente em fazer caixa vendendo ativos e em segurar a dívida, o calcanhar de Aquiles da maior empresa do Brasil. A nova Petrobras, segundo especialistas consultados pelo EL PAÍS, é uma companhia com uma visão mais empresarial, mais dedicada aos acionistas e menos ao seu lado estatal.

A petroleira mais endividada do mundo

Após conquistar o título de empresa de petróleo mais endividada do planeta, com cerca de 125 bilhões de dólares (387 bilhões de reais) no vermelho, a redução da dívida e da conta dos juros tornou-se uma medida urgente. Um abismo separa a companhia de seus competidores. “Enquanto a Petrobras paga cerca de 7,3 bilhões de dólares (22,6 bilhões de reais) de juros, a maioria das empresas integradas do setor desembolsa em torno de um bilhão a 1,5 bilhão (entre 3,1 e 4,65 bilhões de reais)”, afirma Nelson Silva. “Essa diferença de seis bilhões de dólares (18,6 bilhões de reais) por ano que estou pagando de juros tira a minha capacidade de investir e pagar dividendos.” Silva continua: “Se minha situação financeira fosse como a dos meus competidores, poderia investir todo ano numa unidade inteira de pré-sal. Com a plataforma, os poços, as linhas de produção capazes de produzir 150.000 barris por dia… O custo de oportunidade disso é imenso. Daí a urgência de reduzir a dívida.”

O valor devido atingiu um ponto tão crítico em 2015 que, para pagá-lo, a Petrobras teria precisado usar toda a sua geração de caixa durante mais de cinco anos. O limite considerado razoável internamente é metade disso. Não é o ideal, mas é a partir desse coeficiente que se considera que uma empresa possui condições de financiamento no mercado. “Grande parte dessa dívida foi contraída com decisões de investimento em projetos, hoje parados, que não deram retorno e causaram um grande estresse na empresa”, explica Silva.

Para fazer caixa, a empresa cortou gastos e começou a se desfazer de ativos não estratégicos e menos rentáveis – uma abordagem já iniciada em 2012. A nova Petrobras tende também a se dedicar quase exclusivamente à produção e venda de óleo e gás, deixando para trás os negócios de fertilizantes, petroquímica, produção de biocombustíveis e distribuição de gás liquefeito de petróleo, considerados “áreas não estratégicas” e que “não geravam valor para os acionistas”.

A saída da Petrobras dessas áreas incomoda os especialistas do setor. “Claro que é muito mais fácil que a Petrobras, cuja produção não se compara com a das outras petroleiras, seja apenas exportadora de petróleo”, afirma Luis Eduardo Duque, ex-assessor da direção da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). “É mais fácil exportar petróleo bruto do que abastecer o mercado interno, mas, nessa equação financeira de recuperação da Petrobras, não há uma política industrial para o Brasil. A Petrobras sempre foi um motor da industrialização do país.” Jean-Paul Prates, presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (CERNE), também reivindica o papel da empresa na economia nacional. “A função da Petrobras não é só produzir petróleo e dar dinheiro aos acionistas. É fazer parte da gestão energética do país. Se não fosse assim, seria uma empresa privada qualquer.”

A venda de ativos tem também seus defensores. “Existe todo um argumento financeiro de que as empresas verticalmente integradas, que vão do poço de petróleo ao posto de gasolina, são mais rentáveis e enfrentam menos riscos. Mas, na prática, vimos ao longo de 20 anos que nem mesmo as grandes empresas internacionais conseguem adotar esse modelo”, explica Edmilson Moutinho, professor do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo (USP). “No caso da Petrobras, havia também uma questão ideológica e de política de Estado, segundo a qual cabia à empresa ter a cadeia de abastecimento completa. Postos de gasolina, distribuição, refinarias… nenhum desses setores é tão estratégico que não possa estar em mãos de outras empresas”, diz o professor, que no entanto aponta uma preocupação. “Se há um segmento em que a gente precisa da Petrobras é a área de gás, que, antes de qualquer energia renovável, vai ocupar um papel importante na matriz energética mundial. Não acredito que o Brasil seja capaz de desenvolver estrategicamente esse setor através de agentes privados.”

Redução de custos

Após questionar cada uma das atividades e gastos da empresas e renegociar contratos, a companhia também reduziu o quadro de funcionários. Muitos deles foram convidados a sair. De 2014 a 2016, cerca de 15.000 trabalhadores também aderiram a um programa de demissão voluntária. Em dezembro de 2013, havia 320.152 funcionários subcontratados trabalhando interna ou externamente para a companhia, um número que em junho de 2017 já havia caído para 98.395, considerando apenas os profissionais terceirizados que trabalham regularmente nas instalações da empresa.

A redução do número de funcionários está diretamente relacionada com a paralisação dos investimentos da empresa. Em função da redução de investimentos, várias obras pararam porque não eram prioridade ou porque não geravam retorno. Grande parte desse número está relacionada a pessoas que deixam de trabalhar para a petroleira através de firmas contratadas, segundo a empresa.

Lógica empresarial

Seguindo uma lógica empresarial, não mais governamental, a Petrobras também mudou sua política de fixação do preço da gasolina e hoje reflete, quase diariamente, as variações do preço do petróleo.

Durante o Governo Dilma, que esteve ligada à Petrobras durante 13 anos, primeiro como ministra das Minas e Energia e depois como integrante do Conselho de Administração, a companhia foi usada como instrumento de política econômica. A Petrobras oferecia preços mais baratos que os do mercado internacional, subsidiando a diferença. Um relatório da Organização Mundial do Comércio (OMC) estima que essa política de preços de combustíveis gerou perdas de cerca de 60 bilhões de reais. A estatal, segundo a OMC, “cobria a diferença entre os preços do mercado mundial e o preço nacional de combustíveis”. Segundo o relatório, “essa política custou bilhões de dólares à empresa e contribuiu para transformá-la na petroleira mais endividada do mundo”.

Para Jean-Paul Prates, do CERNE, o debate do controle de preços sempre está inserido na discussão sobre qual deve ser o papel do Governo na estatal. Ou seja: se o Governo deve ser mais ou menos controlador. Prates defende um meio termo. “Não sou a favor de um controle total, mas sim de que o país possa aplicar o benefício de ser autossuficiente na produção de petróleo. O Brasil deve ter vantagens para a sua economia e indústria. Não tem por que se impor as mesmas condições e estar exposto ao mesmo risco e volatilidade do mercado que o Japão, que não produz uma gota de petróleo”, afirma. Para ele, é importante ter um mecanismo de ajuste periódico transparente e previsível, sujeito a critérios-chave como a inflação, o valor do dólar/euro e os preços internacionais do petróleo e dos combustíveis. “Assim, você deixa o mercado funcionar e não isola o Brasil, mas tampouco deixa o consumidor brasileiro tão exposto como o americano ou o japonês, que dependem totalmente do mercado global. Do contrário, de que adianta ser um país que alcançou a autossuficiência na produção de petróleo [em 2006]?”

Abertura ao capital estrangeiro

A busca do equilíbrio financeiro também levou a Petrobras a procurar sócios e investimentos estrangeiros. Mudanças aprovadas pelo Governo, como o fim da obrigatoriedade da Petrobras como operadora nos campos do pré-sal e a flexibilização das exigências para contratar um mínimo de serviços e produção de empresas brasileiras, hoje atraem companhias de fora do mercado nacional. “Essas mudanças que favorecem o investimento e a nossa necessidade de desinvestir, sob o ponto de vista financeiro e estratégico, estão criando condições para o investimento de capital. E não só estrangeiro”, afirma Silva.

“A nova estratégia da empresa mostra que ela precisa se capitalizar. E um dos caminhos é retomar o que foi feito na época de Fernando Henrique Cardoso [1995-2002], que estabelecia sociedades com outras petroleiras. Essa política está sendo estimulada porque é uma forma de colocar dinheiro na empresa”, explica o consultor do setor Adriano Pires, diretor fundador do Centro Brasileiro de Infraestrutura, muito crítico em relação à gestão petista da companhia. “Na época do Partido dos Trabalhadores [2003-2016], existia um discurso nacionalista de que o petróleo e o pré-sal eram nossos. Acreditava-se numa Petrobras [que podia existir] sozinha, sem precisar de mais ninguém”, lembra Pires. Mas ele observa que a concentração de poder sobre a petroleira vale para quando ela está em tempos de vacas gordas e magras. “Além de monopolista, era a única compradora de bens e serviços do Brasil graças às políticas de conteúdo local, o que acabou destruindo a cadeia produtiva. Quando a Petrobras começou a ter dificuldades, as empresas que trabalhavam para ela pararam”, diz Pires.

As empresas brasileiras não terão por que ser favoritas

Reduzir as exigências de conteúdo local, abrindo oportunidades para os chineses, canadenses e norte-americanos, é uma das questões mais polêmicas na indústria que orbita em torno da Petrobras. Dilma sempre defendeu que valia a pena a Petrobras pagar um pouco mais no início para priorizar a produção de equipamentos, plataformas e sondas nacionais. Em seguida, segundo ela, a indústria ganharia escala e seria competitiva. A estratégia seria recompensada no médio prazo porque os preços cairiam e a Petrobras contaria com uma rede de distribuidores, favorecendo a empresa e a indústria nacional. Mas o modelo fracassou.

“As políticas de conteúdo local foram questionadas e perderam sentido no mundo inteiro. Uma empresa quer o melhor distribuidor, o que entrega antes, mais barato e com maior qualidade”, explica Moutinho, do Instituto de Energia e Ambiente da USP. “Essa política gerou empregos e resgatou investimentos, mas estava replicando um vício: a criação de empresas pouco competitivas e sem nenhum compromisso com a tecnologia e a pesquisa. Boa parte desses negócios que dependem da Petrobras não tem nenhuma capacidade de vender seus equipamentos em nenhum outro lugar do mundo. É o conteúdo local que queremos? Não é sustentável”, afirma o professor.

Essa nova forma de fazer as coisas incomoda a indústria nacional, em muitos casos dependente das atividades da maior empresa do país. “A Petrobras sempre ajudou as empresas locais e se interessava em ter produtos e distribuidores nacionais. Isso agora deixou de ser importante – e enfrentará resistência de nossa parte”, lamenta César Prata, presidente do Conselho de Óleo e Gás da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq). “Oitenta por cento das empresas brasileiras são pequenas e médias, e não têm essa facilidade para se desnacionalizar e sobreviver.” Duque, ex-assessor da direção da ANP, completa: “Ninguém nega que seja bom haver uma abertura no setor e mais empresas estrangeiras nesse cenário. Isso é bom para o Brasil. Mas os cortes da empresa não podem impor custos excessivos ao país. A Petrobras não pode fazer o que quer, tem que considerar o Brasil.”

Silva, que assumiu após o impeachment de Dilma, tem outra opinião: a Petrobras tem que contratar quem entregar mais rápido, barato e com a melhor qualidade, seja qual for a nacionalidade do distribuidor. “Como comprador de equipamentos, para fazer justiça aos meus acionistas, tenho que comprar o que for melhor, mais barato e mais rápido. Quero comprar o máximo possível no Brasil sempre que [o fornecedor] for competitivo. Não podemos esperar que tenha uma lógica diferente.”

Fonte: El País | Maria Martin

Petrobras vai vender seis campos no mar do Rio Grande do Norte

A Petrobras vai vender seis dos 10 campos marítimos que detém sozinha, ou com parceiro, em produção no Rio Grande do Norte – um processo confirmado na sexta-feira (28) e que, para o diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean-Paul Prates, pode significar novos investimentos em tecnologia e revitalização de áreas já antigas e com produção em declínio.

A lista das que a estatal pretende repassar inclui o campo de Ubarana, o primeiro que descobriu  no estado e cuja produção também despencou nos últimos anos.

As informações foram  anunciadas ontem pela petroleira em Fato Relevante ao mercado, sob o título “Divulgação de Oportunidades de Desinvestimento – Teasers”. O processo de venda não está, porém, restrito às áreas do Rio Grande do Norte.

Histórico de Produção do Campo de Ubarana

No comunicado, a Petrobras  informa que “iniciou a etapa de divulgação das oportunidades de desinvestimento referentes à cessão da totalidade de seus direitos de exploração, desenvolvimento e produção em sete conjuntos de campos em águas rasas – totalizando 30 concessões – localizados nos estados do Ceará, Rio Grande do Norte, Sergipe, Rio de Janeiro e São Paulo.

O “pacote” relativo ao RN é composto pelos campos de Agulha, Cioba, Ubarana, Oeste de Ubarana, Pescada e Arabaiana.

A Petrobras é operadora de todas as concessões, com 100% de participação, exceto nas de  Pescada e Arabaiana, com uma fatia de 65%, em cada. Os outros 35% estão com a Ouro Preto Óleo e Gás, que tem à frente Rodolfo Landim, ex-presidente da OGX Petróleo e Gás, de Eike Batista.

Apesar de já aparecerem na relação de ativos que estão  “na prateleira”, a efetiva inclusão das concessões de Pescada e Arabaiana “na oportunidade de desinvestimento”, como descreve a Petrobras, está sujeita ao não exercício de direito de preferência por parte da Ouro Preto.

Desinvestimentos
O campos aparecem listados no programa de desinvestimentos por meio do qual a Petrobras tenta repassar a outras operadoras ativos considerados “não prioritários”.

Prates, do Cerne, lembra que no ano passado a estatal chegou a parar plataformas em operação em áreas marítimas, um preparativo, diz ele, para inserí-las nesse pacote de vendas. Possíveis ganhos esperados com a transação não foram divulgados.

Mas a estratégia de venda é também vantajosa sob outro aspecto. É considerada um meio mais viável de se desfazer de áreas que já não produzem a contento, uma vez que o simples “fechamento” delas e devolução representaria custos.

“Vale mais a pena tentar vender a alguém que aceite levar adiante a produção, investir um pouco mais, tentar revitalizar, do que fechar, gastar e devolver para a ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) sem ganhar um tostão”, diz Prates, ressaltando que  “fechar” geraria custos porque seria preciso deixar tudo como estava antes de a empresa entrar.

Para o analista, a possível entrada de novos investidores poderá representar a retomada do crescimento da produção, “pelo menos por alguns anos”, “algum investimento em tecnologia, alguma revitalização local em termos de empregos e investimentos diretos na região, mas não é de se esperar grandes descobertas que mudem o rumo desses campos, que já se veem em meio a uma história de decadência”. “São campos muito antigos”, diz e acrescenta. “A nota triste disso é que a Petrobras praticamente sai do RN em termos de águas rasas, o que nunca foi muito grandioso, mas de alguma forma representa uma produção de petróleo significativa do ponto de vista do setor águas rasas no Brasil”.

Campos à venda
Os que estão no pacote de desinvestimentos, no mar do RN:

Operados só pela Petrobras
Campos: Ubarana, Cioba, Oeste de Ubarana, Agulha
Participação da Petrobras: 100%
Produção no 1º semestre de 2017: 3.729 barris de óleo equivalente/dia

*Operados com parceiro
Campos: Pescada e Arabaiana
Participação da Petrobras: 65%
Participação de outros: Ouro Preto (35%)
Produção no 1º semestre: 1.567 barris de óleo equivalente/dia

*Venda sujeita ao não exercício de direito primeira oferta por parte do parceiro nas concessões (Ouro Preto Óleo e Gás).

Outros destaques
PERFIL: Os campos do RN que estão à venda estão localizados em águas rasas a uma distância de 30 km da costa, e com profundidade de reservatório entre 1.300 e 3.900m. A maioria começou a produzir nos anos 80. Atualmente produzem com 54 poços e 25 plataformas fixas (das quais quatro são habitadas), duas com facilidades de separação gás/líquido;

TRANSAÇÃO: Todas as plataformas, dutos de exportação e um duto de importação de água para injeção estão incluídos no perímetro da Potencial Transação

UBARANA: Um dos campos à venda, o de Ubarana, foi o primeiro campo que a Petrobras descobriu no Rio Grande do Norte. A descoberta ocorreu em 14 de novembro de 1973 e a produção foi iniciada em 30 de junho de 1976. Está em curso na área um projeto de injeção de água para melhorar o perfil de produção.

OPERAÇÃO NO MAR
 são os campos marítimos que a Petrobras tem em desenvolvimento no RN.

10  é a quantidade que tem em produção. Seis, desse total, estão no programa de desinvestimentos.

 

Sindipetro critica venda 

O anúncio das vendas de 6 dos 10 campos marítimos detidos pela Petrobras no Rio Grande do Norte  não foi bem recebido pela categoria dos petroleiros. Ao passo em que o diretor-presidente do Centro de Estrategia em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean-Paul Prates, disse que a venda pode representar novos investimentos em áreas que tinham sua produção em declínio nos últimos anos, o coordenador geral do Sindipetro, José Araújo, afirmou que a venda faz parte de um plano de retirada da Petrobras dos territórios marítimos e terrestres não apenas do RN, mas de outros estados como Ceará e Bahia e que dificilmente trará retornos positivos para o Estado.

Os campos marítimos colocados à venda fazem parte do programa de “desinvestimento” da empresa, que tenta fazer com que os ativos considerados “não prioritários” pela Petrobras sejam repassados a outros investidores.  De acordo com um comunicado oficial da Pertrobras, “foi iniciada a etapa de divulgação das oportunidades de desinvestimentos referentes à cessão da totalidade de seus direitos de exploração, desenvolvimento e produção”. Ao todo, 30 concessões localizadas nos estados do Rio Grande do Norte, Ceará, Sergipe, Rio de Janeiro e São Paulo constam na lista divulgada. A produção média de petróleo e gás natural desses campos, no primeiro semestre de 2017, foi cerca de 73 mil barris de óleo equivalente por dia.

No RN, estão a venda os campos de Agulha, Cioba, Ubarana, Oeste de Ubarana, Pescada e Arabaiana. No ano passado, a Petrobras anunciou a paralisação de 7 plataformas marítimas no Estado, um preparativo para a venda dos campos. Com a concretização das vendas, a empresa ficará praticamente ausente da exploração marítima no Estado. Até o momento, não se sabe quanto a companhia pretende  lucrar com a venda dos campos. De acordo com Jean-Paul Prates, a venda é considerada um dos meios mais viáveis da empresa se desfazer de áreas que estão com baixa produção. Para ele, o simples fechamento dos campos resultaria também em um custo.

José Araújo, no entanto, afirma que o Sindipetro, que representa petroleiros não apenas da Petrobras, mas de outras empresas privadas no país, por ser um sindicato nacional, já observou que a venda não necessariamente vai representar uma melhoria para a situação atual dos campos. “É preciso lembrar que o PIB industrial do Rio Grande do Norte é praticamente metade da Petrobras. Nós vemos como essa situação se dá em outros Estados e consideramos isso um crime para a economia do Rio Grande do Norte”, disse.

A tendência é que pequenas e médias empresas de exploração de petróleo independentes passem a atuar nos campos. O processo, rodeado de incertezas, tem como algumas de suas maiores dificuldades o emprego, por parte dessas empresas, do mesmo nível de excelência exercido pela Petrobras tanto em nível de investimentos como em qualidade nos postos de trabalho em um campo que, de acordo com Jean-Paul Prates, possui “muitas regras específicas, regimes de trabalho diferentes e de meio ambiente que devem ser respeitadas”. Para a Petrobras e os novos empresários que passam a investir no setor, no entanto, a expectativa é de uma “revitalização” no setor de exploração de petróleo e gás. Os impactos da venda e o possível arremate dos campos por empresas menores será debatido por petroleiros ligados ao Sindipetro em um encontro nacional que será realizado entre os próximos dias 3 e 6 de agosto, na Bahia.

Os especialistas ressaltam, no entanto, que os campos colocados à venda são bastante antigos, e que a produção marítima do Rio Grande do Norte não é tão significativa em relação a sua produção terrestre, o que poderia ser propício para pequenas empresas que podem encontrar vantagens na exploração para um mercado específico. A Petrobras detém exclusivamente os ativos de quase todos os campos à venda, com exceção de Pescada e Arabaiana, onde a empresa detém 65% de cada. As etapas subsequentes do processo de venda ainda serão divulgadas pela companhia.

Campos terrestres
No ano passado, como parte do programa de “desinvestimento” a Petrobras já havia anunciado a intenção de vender 38 dos 68 campos terrestres do Rio Grande do Norte. À época, a venda dos campos foi contestada na justiça pelo Sindipetro e, em maio deste ano, a Petrobras anunciou a suspensão das vendas. Ao todo, os ativos que se encontravam no “pacote” do projeto de desinvestimento representavam cerca de 23% de toda a produção potiguar em terra, equivalente a 15 mil barris por dia.

Fonte: Renata Moura | Tribuna do Norte

Petrobras inicia processo de abertura do setor de gás natural no Brasil

A Petrobras reafirmou nesta segunda-feira, 26 de setembro, seu compromisso com a desverticalização o negócio de distribuição de gás natural no Brasil. Hoje o segmento é monopolizado pela petroleira. A companhia, porém, sinalizou que não pretende deixar o mercado de gás natural, que na sua visão, será o combustível de transição para uma matriz energética mais limpa.

“Temos uma estratégia específica para a área de gás”, disse diretor executivo de Refino e Gás Natural da Petrobras, Jorge Celestino, durante apresentação do Plano Estratégico de Negócios e Gestão 2017-2021 da companhia, na sede da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo.

“A Petrobras tem uma elevada concentração no negócio de gás. É o único supridor de gás, detém a infraestrutura logística e todo cliente de gás é suprido pela Petrobras. Nosso movimento é claramente de desverticalizar essa operação, trazendo novos parceiros… Já começamos a fazer. Na última semana anunciamos um negócio com um novo sócio na malha Sudeste.”

Celestino se refere à venda de 90% das ações da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) para a Brookfield Infraestructure Partners (BIP), em uma operação de US$ 5,19 bilhões. A primeira parcela, correspondente a 84% do valor (US$ 4,34 bilhões), será paga no fechamento da operação e o restante (US$ 850 milhões), em cinco anos.

“Vamos verticalizar. Estamos tratando com o Governo a forma de fazer isso. Temos o desafio regulatório, fiscal e tributário para fazer isso, mas é algo que a gente está fazendo. Obviamente seremos um player relevante nesse segmento de mercado, por entendermos que esse é um combustível de transição”, completou o executivo.

Sem dar muitos detalhes, Celestino também disse que a Petrobras vai “reestruturar o negócio de energia”, colocando todos os ativos debaixo de uma mesma empresa e “buscando maximizar o valor desse negócio”. Hoje a petroleira é o sexto maior produtor de energia elétrica do Brasil, com capacidade instalada de 6.239 MW, atrás de Itaipu (7.000 MW, lado Brasil), Engie (7.323 MW), Eletronorte (9.922 MW), Furnas (9.411 MW) e Chesf (10.613 MW). “Reestruturação do negócio de energia é algo que a gente vai fazer. Colocando todos os ativos de energia debaixo de uma mesma empresa e buscando maximizar o valor desse negócio.”

Fonte: Wagner Freire, da Agência CanalEnergia, de São Paulo, Negócios e Empresas

Plano de negócios prevê liberdade de preços dos combustíveis, diz Petrobras

O presidente da Petrobras, Pedro Parente, reforçou, na manhã desta terça-feira (20), que a empresa é livre para reajustar o preço da gasolina quando julgar necessário e que o plano de negócios para o período entre 2017 e 2021 prevê “preços competitivos”.

Em entrevista para detalhar o plano, que prevê investimentos de US$ 74,1 bilhões, Parente disse que a Petrobras busca a chamada paridade de preços com o mercado internacional, com base na flutuação do barril de petróleo e nas necessidades de caixa da companhia.

O discurso, contudo, se assemelha ao que gestões passadas da estatal, indicadas pelo governo do PT, costumavam fazer. Questionado sobre esse ponto, Parente discordou.

“A diferença [para o discurso anterior] é que se quisermos mudar hoje, nós mudamos. Se quisermos mudar amanhã, mudamos. Chegamos à conclusão recente de que não precisamos fazer mudança de preços já. Mas também não precisamos perguntar a ninguém se decidirmos que temos que mudar”, disse, reforçando a ideia de independência da gestão da empresa com relação ao controlador.

Outro sinal que a Petrobras tentou passar de independência foi a própria elaboração do atual plano de negócios, que corta em 25% a previsão de investimentos para os próximos cinco anos.

Segundo Parente, o plano não passou pelo crivo do governo federal ou até do Ministério de Minas e Energia. De acordo com o executivo, a elaboração do plano não teve ingerência do planalto, mas haverá uma apresentação dos diretores ao executivo nos próximos dias.

“Ele não foi apresentado antes [ao governo]”, respondeu. “Mas o rumo das coisas que estamos fazendo aqui está absolutamente alinhado com o trabalho do governo.”

Uma política independente de preços de combustíveis é considerada fundamental para que a empresa atraia sócios para suas refinarias, uma das principais novidades no plano apresentado nesta terça, que prevê venda de US$ 19,1 bilhões em ativos ou participações até 2018.

Segundo o diretor de Refino e Gás, Jorge Celestino ainda não há um modelo definido, mas a empresa pretende ou vender fatias de refinarias ou trazer sócios para finalizar negócios cujos desenvolvimento estão parados, como o Comperj, no Rio, e a Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco. A Petrobras decidiu que tocará o restante das obras caso não consiga um parceiro no negócio.

A estatal pode agrupar participações em refinarias para tentar melhorar a atratividade dos ativos.

RENTABILIDADE

Na entrevista, o diretor financeiro da Petrobras, Ivan Monteiro, afirmou que o novo plano se pauta pela rentabilidade dos projetos. “Vamos fazer a escolha correta para cada real que vamos investir, mirando o retorno adequado para os seus acionistas”, disse, reforçando que “o principal acionista é a sociedade brasileira”.

Do lado financeiro, o principal objetivo do plano, disse Monteiro, é recuperar a classificação de risco de grau de investimento, perdida em 2015. Para isso a empresa antecipou, para 2018, a meta de redução da relação entre dívida e geração de caixa para 2,5 vezes —no segundo trimestre de 2016, estava em 4,49 vezes, nível considerado pelo executivo “absolutamente fora da realidade”.

Como resultado disso, a Petrobras vem experimentando grande elevação no custo de captação: em 2016, pagou uma taxa média de 8,6%, quase o triplo dos 3,15 verificados em 2013.

O esforço para cumprir a meta conta com a arrecadação de US$ 19,1 bilhões em venda de ativos, além de US$ 158 bilhões em geração de caixa. De acordo com Monteiro, não há previsão de captação líquida de recursos (tomada de empréstimos em valor superior à amortização da dívida).

Nesse sentido, há também um esforço para a redução de custos em até 18%, considerando o valor necessário dos investimentos para chegar à meta de produção de 2,77 milhões de barris por dia em 2021.

Monteiro ressaltou, porém, que há uma série de riscos que podem dificultar o cumprimento das metas, entre eles: mudanças relevantes nas condições do mercado, venda de ativos abaixo do previsto, prejuízos com ações judiciais (como as movidas por investidores nos Estados Unidos) e atraso na construção de plataformas.

MERITOCRACIA

O plano propõe uma mudança no modelo de promoção de empregados, que hoje privilegia o tempo de casa, para critérios como cumprimento de metas e desempenho. “Todos terão um conjunto de metas a cumprir, de acordo com o detalhamento do plano para cada área”, afirmou o diretor de Recursos Humanos, SMS e Serviços, Hugo Repsold.

Ele reforçou que a empresa ainda estuda novos planos de demissão voluntária para subsidiárias que serão vendidas ou terão sócios. Desde 2014, 9.270 empregados da estatal já se desligaram da empresa em PDVs, sendo que 2.470 são da última versão, lançada em 2016 e que teve a inscrição de 11,7 mil empregados. Até 2017, a expectativa é que o número de desligamentos chegue a 9.670.

Fonte: LUCAS VETTORAZZO  | NICOLA PAMPLONA | FOLHA DE SÃO PAULO

Pedro Parente defende maior estabilidade nas regras para o setor de petróleo

O presidente da Petrobrás, Pedro Parente, ressaltou a necessidade do Brasil criar uma estabilidade nas regras de investimentos no setor de petróleo. Recentemente, o estado do Rio de Janeiro criou duas novas leis – uma que taxa com ICMS a produção de petróleo, e a outra que colocou um imposto de fiscalização da atividade.

Segundo Parente, estas novas regras causam “bastante apreensão e preocupações”, porque atingem prováveis áreas que estarão na 14ª rodada de licitações da Agência Nacional do Petróleo (ANP). As afirmações foram feitas durante evento na Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan) – que concedeu um prêmio à Petrobrás como principal contribuidora para as exportações fluminenses.

O presidente da Petrobrás também declarou que o ambiente geral de negócios no Brasil precisa ser melhorado, mas destacou que acredita que o governo de Michel Temer cuidará com atenção desta questão.

Fonte: Petronotícias

Distribuidoras de gás concluirão em breve estudos visando negociação com Bolívia

Distribuidoras de gás natural do Brasil devem concluir nas próximas duas ou três semanas estudos para traçar estratégias para a negociação do gás boliviano, enviado ao país via gasoduto Bolívia-Brasil, cujo contrato com a Petrobras caminha para vencer em 2019, afirmou nesta quarta-feira a diretora do departamento de gás natural do Ministério de Minas e Energia, Symone Araujo.

Hoje, a Petrobras compra o gás da Bolívia e entrega às distribuidoras, que passarão a ter participação nas negociações com os bolivianos.

Diante de suas dificuldades financeiras, a estatal busca reduzir progressivamente a sua participação na indústria de gás natural, principalmente em ativos ligados à infraestrutura.

Symone explicou que o ministério será responsável por coordenar as negociações entre as empresas, o que considera razoável já que se tratam de negociações entre dois países.

“O MME foi o primeiro a convidar as distribuidoras para um encontro em janeiro passado… as distribuidoras contrataram alguns estudos, eu acho que nas próximas duas ou três semanas as distribuidoras vão apresentar um desenho de como elas imaginam que pode ser essa nova participação”, afirmou durante evento no Rio de Janeiro.

A diretora do ministério evitou fazer previsões sobre quais serão os volumes importados pela Petrobras e distribuidoras.

Ela destacou que esses detalhes devem estar explicados no próximo Plano de Negócios e Gestão da petroleira.

Fonte: Marta Nogueira | Reuters

Empresas são contra a desativação de sondas da Petrobras no RN

Após o anúncio de desativação das cinco sondas de perfuração terrestre de poços no estado feito pela Petrobras na semana passada, o sindicato que representa as empresas que atuam na no mercado petrolífero pediu uma articulação para evitar a medida.
O Sindicato das Empresas de Perfuração, Extração e Refino de Petróleo do RN (Sipetro/RN, ex-sindeperp/RN) emitiu nota propondo a mobilização de trabalhadores, empreendedores, Petrobras e Governo Federal para instalar um processo de discussão conjunta sobre possíveis alternativas à completa paralisação das sondas.
“O momento é difícil para indústria do petróleo não só no Brasil como em todo o mundo. Mas isso é cíclico e é preciso tomar cuidado para não se tomar decisões que depois custem muito mais para reverter do que o que irão economizar no curto prazo”, alerta Fernando Antônio Lucena Soares, presidente do Sipetro.
Uma matéria publicada no dia 23 de fevereiro, no jornal Valor Econômico, destacou que a estatal petrolífera planeja desativar até setembro as sondas de perfuração na atividade de exploração nos estados do Espírito Santo, Bahia, Sergipe, Alagoas, Rio Grande do Norte e Ceará. O desligamento, segundo o Valor, está previsto no corte de US$ 32 bilhões no plano de negócios 2015-2019 da estatal, que é de US$ 98,4 bilhões.
Na nota enviada à imprensa, o Sipetro propõe o debate sobre alternativas como a realocação de recursos de outras atividades, a instalação de um sistema cooperativo de participação dos trabalhadores na operação de ativos marginalmente econômicos e a instauração de um marco legal e regulatório específico para as atividades em campos em declínio do seu perfil de produção.
“Uma coisa é suspender ou adiar atividades e investimentos. Outra é cortá-los definitivamente. Se este for o caso, não pode ser feito assim, sem qualquer transição”, defende Soares.
Com isso, o Sindicato pretende evitar a desativação dos equipamentos, que considera preocupante e de “alta relevância”. O Sipetro alerta que a medida da Petrobras vai gerar “enorme repercussão” na economia local das regiões em que estão instaladas as sondas.
A intenção da representação sindical é, segundo a nota, encontrar uma solução intermediária para a necessidade de corte e gastos, adequada aos tempos atuais de crise, mas, ao mesmo tempo, que preserve empregos, renda local e a “relevante presença” da Petrobras e de toda a cadeia produtiva adjacente no Rio Grande do Norte e demais regiões afetadas.
Jean-Paul Prates, diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), também se pronunciou a respeito a medida anunciada pela Petrobras. Para Prates, também existem alternativas à desativação das sondas.
Jean-Paul Prates, Diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cern) sobre desativação de sondas da Petrobras no RN. (Fonte: Novo Jornal)

Jean-Paul Prates fala sobre desativação de sondas da Petrobras no RN. (Foto: Novo Jornal)

“Há soluções possíveis, partindo da redução de royalties e através da operação de cooperativas e pequenas empresas formadas por ex-funcionários e mesmo trabalhadores na ativa, que podem prolongar a duração destas atividades e captar investidores específicos para elas, contando ainda com o suporte e orientação da Petrobras na maioria dos casos”, argumenta.
A Petrobras no RN tem duas atividades principais, a exploratória e a produção de petróleo. De acordo com José Araújo, presidente do Sindicato dos Petroleiros do RN (Sindipetro), o gerente de Construção de Poços Terrestres (CPT) disse que a empresa vai parar de construir poços em todo o país com terceirizadas e somente vai construir com sondas próprias.
Hoje, a Petrobras produz 65 mil barris de petróleo por dia no Rio Grande do Norte, retirados de 4 mil poços em atividade. Apesar de ser apenas 2% da produção nacional, é uma área vital para o desenvolvimento do estado.
“Não interessa a ninguém a saída por completo da Petrobras das atividades em terra. É importante que ela, juntamente com o Governo Federal no comando, chegue a um consenso sobre como pretende manter sua atuação nestas áreas. Vender os campos pode não ser uma alternativa única”, reforça Jean-Paul Prates.
Em entrevista concedida ao NOVO para matéria publicada no dia 24 de fevereiro, José Araújo disse que há um receio de que a Petrobras venha a para a atividade de produção no estado.
José Araújo ressaltou que a Petrobras projetou para a Unidade do Rio Grande do Norte e o Ceará, perfurar mil poços de 2015 a 2017. Ano passado foram perfurados 354 e para este ano, estão previstos 150 poços de produção através de terceirizadas que encerraram os contratos. Para 2016, a atividade exploratória será feita apenas com sondas da própria empresa que vão operar até setembro deste ano.
O sindicalista explicou que havia 30 sondas de produção até 2010 e hoje são apenas cinco. Dessas, três estão no Rio Grande do Norte, uma está na Bahia e outra no Amazonas. Porém, de acordo com a medida de redução de custas, serão todas desativadas.
No caso das sondas terceirizadas há um prejuízo, também, para o mercado de trabalho, ponderou o sindicalista. Uma sonda, disse, gera 200 empregos diretos e entre 500 e 700 indiretos.
De acordo com José Araújo, os sindicatos dos estados afetados estão se mobilizando para tentar evitar a desativação e será realizado um seminário para discutir com a sociedade, as intenções da Petrobras e também buscar soluções para que atividade de exploração terrestre não seja prejudicada com os planos da estatal.
Bacia Potiguar tem óleo em águas profundas 
A Bacia Potiguar é um das dez bacias produtoras exploradas pela Petrobras no Brasil. Ela está na região do Rio Grande do Norte e do Ceará está entre as maiores produtoras de petróleo e onshores (em terra) do Brasil. No RN, a empresa atua desde 1951 e o primeiro campo descoberto foi o de Ubarana, no município de Guamaré, litoral norte, que opera desde 1976.
De acordo com o site da Petrobras, o Projeto de Injeção Contínua de Vapor (Vaporduto), na região do Vale do Açu, é o primeiro a operar com vapor superaquecido e é considerado o maior do mundo, com uma extensão aproximada de 30 km.
Em 17 de novembro do ano passado, a Petrobras confirmou que a perfuração de um poço na área de Pitu, na Bacia Potiguar, tem petróleo. A descoberta do poço de Pitu foi anunciada sem alarde dia 17 de novembro de 2013.
Pitu Norte 1 é identificado pela Petrobras como poço 3-BRSA-1317-RNS. Segundo a estatal este é o primeiro poço de extensão na área do Plano de Avaliação da Descoberta (PAD) de Pitu, localizado a 60 km do litoral do Rio Grande do Norte a uma profundidade de água de 1.844 m, e profundidade final de 4.200 metros. Pitu foi descoberto através de análises de perfis e de amostra de fluido que estão em análise laboratorial.
Fonte: Rafael Barbosa | Novo Jornal

O pré-sal tem futuro?

O preço internacional do petróleo na faixa de US$ 30 por barril gera especulação em torno da já celebrada promessa de futuro do Brasil, o pré-sal. Atendendo à lei da oferta e demanda, a cotação, segue uma trajetória de queda há pelo menos um ano e meio. De um lado da balança, a Arábia Saudita tem inundado o mercado de petróleo para inibir a produção de xisto dos Estados Unidos, cujo preço de extração é mais caro, o Irã voltou vender após a revogação de sanções internacionais e os Estados Unidos passaram a exportar mais. Do outro lado, o consumo cai, bastante motivado pela desaceleração da economia da China.

A conjuntura internacional não é favorável a qualquer petrolífera. A situação da Petrobras ainda é agravada pela crise de credibilidade causada pelos casos de corrupção revelados pela operação Lava Jato, que derrubaram executivos da companhia. A dívida bruta de R$ 506 bilhões da empresa também não é favorável à percepção dos investidores.

Na semana passada, o representante do Conselho de Administração da Petrobras Segen Estefen destacou que a companhia possui estoque de campos de petróleo em atividade “cujos investimentos já foram amortizados”. Ele estima que a companhia se sustente com o brent (barril de referência nas bolsas internacionais) a US$ 30 por até três anos nas atividades exploratórias. “É possível dar continuidade a essa produção ao custo da extração em torno de US$ 25 o barril. O problema é quando acabar este estoque e você tiver que investir novamente”.

Apesar de o petróleo do pré-sal continuar competitivo – segundo o presidente da Petrobras, Aldemir Bendine – e a empresa poder conter com a alta produtividade, são os novos investimentos que podem gerar impacto no longo prazo.

Resta a dúvida: o pré-sal tem futuro?

Para o advogado e mestre em Economia do Petróleo pelo Instituto Francês do Petróleo Jean Paul Prates, que já foi secretário de Estado de Energia do Rio Grande do Norte, dirige o Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne) e as consultorias CRN-Bio e Expetro, o pré-sal tem futuro e a Petrobras pode reverter sua imagem manchada pela corrupção devido à alta capacidade operacional.

ÉPOCA – O pré-sal tem futuro?
Jean-Paul Prates –
Se o mundo implementar o carro elétrico daqui a 120 dias, o pré-sal não tem futuro. Em 1986, o mundo viveu um contrachoque de petróleo. O preço caiu para o que seria o equivalente a US$ 15 hoje, o preço mais baixo da história. O diretor da Petrobras na época, João Carlos de Luca, tomou a decisão de continuar a exploração em águas profundas. Muitos naquele período falaram que ele daria “com os burros n’água”, em função do custo, três vezes maior que o preço. Poucos anos depois, a Petrobras estava ganhando prêmios de grande produtora do mundo. Não se pensa em petróleo a curto prazo. É claro que não estamos na melhor época. Só que o petróleo não tem isso de você olhar para uma fotografia. O pré-sal foi descoberto em 2006 e vai gerar produção até 2036, quem sabe 2046. Quando uma empresa de petróleo compõe seu portfólio, ela não pensa em três anos, ela pensa em uma curva de produção e de custos ao longo de 30 ou 40 anos. A opção ao pré-sal seria depender de petróleo importado. Não queremos voltar para isso. Não faz absolutamente nenhum sentido. Não existe uma pessoa com o mínimo de experiência no setor de petróleo que possa decretar a inviabilidade de uma província petrolífera como o pré-sal com base em um horizonte de dois ou três anos de preço baixo.

ÉPOCA – Como os ganhos de eficiência em fontes de energias renováveis afetam a perspectiva do pré-sal?
Prates –
A concorrência não inviabiliza o pré-sal. Ainda não há um substituto direto para o diesel e para a petroquímica.

ÉPOCA – Qual o impacto do preço atual do petróleo nos novos investimentos do pré-sal? Ele trará consequências a longo prazo?
Prates –
O preço atual inibe o investimento mais especulativo, de curto prazo. A queda global do preço, que deixa investidores de petróleo receosos. O que vale para Petrobras, vale para a Shell, para Chevron, para todas. A Petrobras tem um desafio a mais que é o de recuperar a credibilidade de governança, relacionada aos escândalos de corrupção e à publicação de um balanço com dados pouco confiáveis.

ÉPOCA – A gestão na descoberta do pré-sal foi correta?
Prates –
Quando um país chega à autossuficiência, existe um dilema: me dedico a ser um exportador de petróleo ou seguro meu ritmo de produção, para guardar o petróleo embaixo da terra? O Brasil decidiu em 2006 que não queria ser uma coisa, nem a outra. Não poderíamos desacelerar a produção de petróleo porque ela gera emprego, renda e nacionaliza a indústria. Também não poderíamos virar um exportador em larga escala, como a Nigéria ou a Arábia Saudita, porque queríamos investir no parque do refino. Ser um exportador de petróleo in natura não foi o objetivo nos governos FHC, Lula ou Dilma. As diretrizes em relação ao que fazer com a autossuficiência foram corretas. Por isso surgiram aqueles projetos das refinarias do Nordeste, que acabaram se deteriorando na questão da política e da corrupção. Ter uma refinaria em Pasadena também fazia sentido, pois está dentro do coração da distribuição de produtos derivados dos Estados Unidos. Comprar refinaria no Japão foi outra decisão acertada. O Japão era altamente importador de produto derivado. A implementação em alguns casos foi desastrosa, mas os planos eram bons.

ÉPOCA – Se deram errado em alguns casos, qual a saída hoje?
Prates –
Em 2015, o Brasil, por retração de consumo em função da recessão, diminuiu o consumo e aumentou a produção de petróleo. Assim, atingimos a autossuficiência, as trocas de importação e exportação se igualaram. Em 2016 e 2017, é hora de reafirmar esses objetivos ou rever tudo. A Petrobras tem na sua base uma ótima capacidade operacional, que envolve recursos humanos, técnica e ativos. Nesse aspecto, a Petrobras não teve baixa, não teve acidente grave, refinaria que explodiu, acidente de segurança, perda de produção ou diáspora técnica. A queda do valor do petróleo e a crise de confiança decorrente da operação Lava Jato não abalam os fundamentos da empresa. Os investidores têm que pensar no futuro: “a empresa passou por um problema, ele foi diagnosticado, quem precisou ser preso foi preso, o dinheiro foi recuperado e ela é muito boa tecnologicamente, vale a pena investir de novo”.

ÉPOCA – Qual o custo estimado de um barril de petróleo do pré-sal? A Petrobras divulga que apenas a extração, sem a participação da companhia, é de US$ 8 por barril.
Prates –
Depende da semântica. Quando a empresa fala em custo de extração, ela desconta os custos de exploração e produção. Ela está dizendo que tirar o petróleo da plataforma, em cima do poço, custa US$ 8 por barril. O custo de achar o petróleo e de desenvolver o campo é mais alto. Dizem que o custo total médio é de US$ 30 ou US$ 35. Quando começou a exploração do pré-sal, esse custo ficava entre US$ 50 e US$ 55. Não ficarei surpreso se o custo total baixar de US$ 20 daqui a três anos.

ÉPOCA – Qual a perspectiva do preço do petróleo?
Prates –
Se não houver um desastre mundial ou político a ponto de parar a produção do Irã e da Arábia Saudita, deve ficar em torno de US$ 60. Essa é uma razão por que não dá para ter histeria em relação ao pré-sal diante do baixo preço do petróleo. Haveria razão para histeria se a gente passasse a usar um substituto direto para o petróleo em menos de 180 dias. Aí, seria para desesperar todo mundo.

Para o ex-diretor da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e atual sócio-diretor da DZ Negócios com Energia, David Zylbersztajn, se depender do momento atual, a promessa de futuro virou só promessa.

Fonte: Época | Paula Soprana

Para conferir a matéria na íntegra, clique aqui.

Link da entrevista com Jean-Paul Prates, aqui.