Auditoria responsável pelo relatório afirma que projeto para Tubarão Martelo tem “natureza antieconômica”

A esta altura, você já sabe da primeira má notícia sobre as reservas estimadas de petróleo para o campo de Tubarão Martelo, da cada vez mais enrolada OGX de Eike Batista: elas são apenas um terço do que se acreditava. O problema é que há mais: elas podem não ser viáveis economicamente.

A afirmação consta do relatório divulgado pela DeGolyer and MacNaughton, a auditoria americana responsável pela apuração das reservas – e uma das maiores do mundo nesta especialidade.

Na página 8 do documento, a auditoria afirma que “as reservas provadas foram estimadas em zero para este campo, devido à natureza antieconômica do projeto relacionado às reservas provadas.”

Na prática, a DeGolyer and MacNaughton assinalou, com esta passagem, que talvez a extração do petróleo de Tubarão Martelo não seja viável. Para classificar uma reserva como “provada”, a auditoria avalia os seguintes pontos: a) a reserva precisa ter sido descoberta; b) precisa ter condições de ser recuperável; c) ter viabilidade comercial; d) ser remanescente na data de avaliação.

50% de chance

Ao não classificar parte das reservas de Tubarão Martelo como “provadas”, a DeGolyer and MacNaughton reduziu também a certeza de que elas possam ser exploradas.

Segundo a classificação da auditoria, uma reserva provada tem mais de 90% de chance de ter seu petróleo recuperado no volume estimado. As reservas da OGX, porém, foram agrupadas em outras duas categorias: “prováveis” e “possíveis”.

Uma reserva “provável”, segundo a DeGolyer, tem 50% ou mais de chances de ser recuperada. É nesta categoria que a auditoria colocou a maior parte do óleo de Tubarão Martelo: 87,891 milhões de barris.

Outros 20,591 milhões de barris foram classificados como “reservas possíveis”. Pelos critérios da auditoria, isso significa que as chances de esse volume ser confirmado é de 10% ou mais.

Com a expectativa de que o campo de Tubarão Azul, o único em operação atualmente, encerre a produção no próximo ano devido à falta de condições técnicas de extração, o campo de Tubarão Martelo é a principal esperança da OGX de continuar viva.

Além disso, Tubarão Martelo é um dos ativos envolvidos na transação com a malaia Petronas, que inclui a venda de 40% de dois blocos. A Petronas condicionou a conclusão do negócio à renegociação das dívidas da OGX e à comprovação de que há petróleo.

Se os malaios chegarem à mesma conclusão da DeGoyler sobre a inviabilidade econômica do campo, a situação pode ficar bem pior para a OGX, que conta com o dinheiro da Petronas para recuperar o fôlego, diante da acelerada queima de caixa.

Reserva, que pode ter bilhões de barris, pode ser a maior descoberta de 2013

Autoridades brasileiras pretendem anunciar a descoberta de uma gigantesca reserva de petróleo no mar, situada perto do Estado de Sergipe, nas próximas semanas, no que poderia ser a maior do país fora da grande região do “pré-sal”, informou o governo estadual.

O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, vai “anunciar oficialmente a descoberta” durante uma visita à capital do Estado, Aracaju, disse à Reuters um porta-voz do governador em exercício, Jackson Barreto, nesta quinta-feira.

Uma campanha exploratória na costa de Sergipe mostra que uma área controlada pela Petrobras e um parceiro indiano possivelmente possui mais de 1 bilhão de barris de petróleo, disseram à Reuters fontes do governo e da indústria, em reportagem publicada no dia 26 de setembro.

Esse volume é mais do que suficiente para suprir todas as necessidades de petróleo dos Estados Unidos, o maior consumidor de petróleo do mundo, por quase dois meses.

“Lobão aceitou o convite do governador para viajar para Aracaju no dia 23 de outubro” disse o governo de Sergipe em um comunicado. “Naquele dia, de acordo com o governador, a maior descoberta de petróleo em 2013 será anunciada oficialmente.” O Ministério de Minas e Energia do Brasil confirmou que Lobão está com viagem programada para ir para Aracaju em 23 de outubro. A pasta se recusou a informar a razão para a sua viagem.

A Petrobras se recusou a confirmar o tamanho da descoberta.

Mas a presidente-executiva da estatal, Maria das Graças Foster, chamou de “uma bela descoberta” em uma entrevista coletiva em 27 de setembro.

Ela disse que a empresa planeja produzir pelo menos 100 mil barris por dia a partir de campos offshore de águas profundas em Sergipe, a partir de 2018.

A Petrobras, operadora do SEAL-11, é dona de 60 por cento do bloco, e a indiana IBV detém o restante.

Fontes da indústria e do governo disseram anteriormente à Reuters que o bloco SEAL-11 e as áreas adjacentes podem conter mais de 3 bilhões de barris de petróleo in situ, um termo que inclui recursos irrecuperáveis, bem como o petróleo que pode ser economicamente produzido.

Essa quantidade pode ser suficiente para permitir a produção de cerca de 1 bilhão de barris, de acordo com fontes da indústria brasileira, com base em taxas de recuperação da indústria local.

Barreto está substituindo o governador em Sergipe, Marcelo Deda, que está em licença médica.

Tubarão Martelo é, atualmente, o principal ativo da OGX e tem previsão de iniciar produção neste trimestre

A petroleira OGX anunciou nesta quinta-feira que as reservas prováveis para o campo de Tubarão Martelo são um terço do volume total recuperável estimado inicialmente pela endividada companhia do empresário Eike Batista.

Tubarão Martelo é, atualmente, o principal ativo da OGX e tem previsão de iniciar produção neste trimestre. O campo faz parte do acordo da OGX com a malaia Petronas para a venda de participação de 40 por cento em dois blocos na bacia de Campos.

A Petronas, porém, ainda não fechou o negócio, informando em agosto que aguardaria a reestruturação da dívida da petroleira de Eike para dar prosseguimento ao negócio que garantiria 850 milhões de dólares à OGX.

Em fato relevante nesta manhã, a OGX informou que Tubarão Martelo, originário dos blocos BM-C-39 e BM-C-40, na Bacia de Campos, possui reserva provável de 87,9 milhões de barris óleo equivalente (boe) e possível de 108,5 milhões de boe.

Em abril do ano passado, a OGX declarou comercialidade dos blocos em águas rasas com estimativa de “um volume total recuperável de 285 milhões de barris de petróleo deste campo ao longo do período de concessão da fase de produção”.

“Não temos o que comemorar, o volume é bem menor do que o informado inicialmente”, afirmou uma analista de banco de investimento, sob condição de anonimato.

A certificação das reservas de Tubarão Martelo foi realizada pela DeGolyer & MacNaughton. As reservas prováveis indicam maior certeza de recuperação comercial, enquanto as possíveis são aquelas com menor grau de certeza.

“Acho que é por isso que a Petronas pode desistir da área, percebeu que o volume era menor que o comunicado inicialmente”, afirmou o economista Aurélio Valporto, representante de um grupo de 70 acionistas minoritários da OGX.

Até o fim do segundo trimestre, a OGX havia perfurado seis poços produtores horizontais em Tubarão Martelo. A OGX disse nesta quinta-feira que as informações sobre reservas dos campos operados por parceiros serão divulgadas oportunamente.

Na bolsa, as ações da OGX mostravam estabilidade às 13h38, a 0,22 real. Os papéis acumulam perda de 95 por cento em 2013.

Perto do default

Os sucessivos fracassos na campanha exploratória da OGX, que já foi considerada o ativo mais precioso do grupo de empresas de Eike, deixou a petroleira em situação crítica de caixa.

Na terça-feira, a OGX optou por não pagar 45 milhões de dólares em juros sobre bônus no exterior, no primeiro passo do que pode se tornar o maior calote da história por uma empresa latino-americana.

A agência de classificação de risco Standard & Poor’s rebaixou o rating da OGX de “CCC-” para “D”, afirmando que o não pagamento dos juros “sinaliza um default generalizado e que a empresa reestruturará sua dívida”.

Segundo a OGX, o contrato dos bônus no exterior garante à companhia “30 dias para adotar as medidas necessárias sem que seja caracterizado o vencimento antecipado da dívida”.

No total, apenas em bônus no mercado internacional a OGX tem dívida de 3,6 bilhões de dólares.

A petroleira contratou como assessores o banco Lazard e o grupo de investimentos Blackstone para coordenar as discussões com os detentores de bônus, enquanto revisa sua estrutura de capital e plano de negócios.

A petroleira alega que seria forçada a pagar bilhões de dólares a empresários que inflaram perdas ou que as inventaram

A BP ganhou um recurso em um tribunal federal dos EUA para interromper pagamentos indevidos a empresários no caso do vazamento de petróleo no Golfo do México, em 2010. A petroleira alega que seria forçada a pagar bilhões de dólares a empresários que inflaram perdas ou que as inventaram.

Um painel de três juízes do 5º Tribunal Federal de Apelação cancelou a decisão do juiz Carl Barbier. O painel, que contou com o voto dissidente do juiz James Dennis, enviou o caso de volta a Barbier com a ordem de interromper alguns pagamentos e costurar um acordo para reconsiderar as acusações da BP e determinar quais pedidos de indenização são legítimos.

O porta-voz da BP, Geoff Morrell, declarou que a companhia está “extremamente satisfeita” com a decisão. Ele disse que isso reforça o que a BP vem dizendo, de que ela não deve pagar por perdas fictícias. “Nós estamos gratificados de que o pagamento sistemático de tais reivindicações agora deve chegar ao fim”, afirmou.

A petroleira argumenta que Barbier fez uma má interpretação dos termos do acordo com os advogados, enquanto os principais advogados dos acusadores dizem que a empresa subestimou tanto os valores do acordo quanto o número de empresários que se apresentariam para receber compensações.

O juiz Edith Brown Clement, do painel de apelação, disse que os interesses de indivíduos que podem estar colhendo inesperadas indenizações devido a uma interpretação errônea do acordo e os interesses daqueles que nunca poderiam ter entrado com um processo não compensam as potenciais perdas para uma companhia e a seus acionistas. O juiz lembrou que a BP tem consistentemente argumentado que a complexa fórmula do acordo compensa empresários que pretendem esconder as reais perdas econômicas.

A empresa inicialmente estimou que pagaria US$ 7,8 bilhões para por um fim às reivindicações, mas mais tarde ela disse que não conseguiria fazer uma projeção confiável do quanto o acordo custaria.

Os principais advogados dos acusadores, Steve Herman e Jim Roy, afirmaram em comunicado que estão satisfeitos pelo fato de que a grande maioria continuará a receber o pagamento de modo rápido e pontual. Fonte: Associated Press.

Mudança na legislação que estabelece partilha em licitações para exploração do no pré-sal pode restringir investimentos da Petrobras, diz especialista

A mudança na legislação que estabeleceu o regime de partilha nas licitações para a exploração de petróleo no pré-sal, em detrimento do sistema de concessões, pode restringir a capacidade no plano de investimentos da Petrobras, avaliou o professor da Faculdade Nacional de Direito da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Bruno Leonardo Barth Sobral, especialista em economia do petróleo. O primeiro leilão do pré-sal está agendado para 21 de outubro e abrange as reservas do Campo de Libra, situado na Bacia de Santos (SP), estimadas entre 8 bilhões e 12 bilhões de barris de petróleo.

Como se trata de um plano ambicioso de investimentos, da ordem de US$ 236,7 bilhões entre 2013 e 2017, o estabelecimento de um limite a esses recursos mostra a necessidade de a Petrobras fazer escolhas. “A menor capacidade de financiamento desse plano bastante ambicioso de investimento causa o problema na escolha de prioridades. A gente percebe isso no limite que ela [Petrobras] apresenta para avançar na estrutura de refino, por exemplo”.

Sobral disse que a estatal atrasou o plano de investimento nesse segmento para continuar tocando o que elegeu como prioridade, que é a exploração de petróleo, com destaque para o pré-sal. O professor da UFRJ observou que as opções que a empresa terá que fazer podem criar problemas para o país porque se trata de recursos essenciais para dar seguimento a outras questões produtivas.

Ele disse que a mudança para o sistema de partilha aumenta a capacidade do Estado de controlar melhor a gestão de todo o processo. “Você limita, em certa medida, a lógica do próprio mercado a partir do pré-sal. E dada a dimensão dessa riqueza, que é muito superior à projetada anteriormente, é importante esse tipo de coisa para fins sociais. Ter capacidade de você redistribuir os recursos para outros tipos de investimento”.

Todo o problema se baseia na dimensão da riqueza que está sendo mostrada a partir do pré-sal, reiterou. Como se trata de um recurso estratégico, chegou-se à conclusão de que não dava para deixar o resultado submetido à lógica do mercado. Era preciso um maior controle do Estado. O professor da UFRJ salientou que o primeiro leilão do pré-sal pode trazer o risco de grande parte das reservas de Libra ficar sob domínio do capital estrangeiro, o que poderá prejudicar a estatal brasileira, que enfrenta problemas em relação à quantidade de recursos para financiar o seu plano de investimentos.

A professora da Faculdade de Direito da Universidade do Estado do Rio de Janeiro (Uerj), Marilda Rosado de Sá Ribeiro, especialista em direito do petróleo e ex-superintendente da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), considera que a mudança na legislação afetou a Petrobras, que teve de reavaliar o seu planejamento. Isso, entretanto, não se refere ao curto prazo, uma vez que no horizonte próximo há programado somente o leilão de Libra. “Ela vai poder fazer um ajuste dentro do previsível”.

Marilda Rosado advertiu, no entanto, que para os contratos de partilha como um todo, a Petrobras terá que entrar como operadora com 30%, mesmo em áreas em que seu corpo técnico considere que não atendem a determinados parâmetros geológicos e econômicos. Ela não vê nenhuma vantagem do sistema de partilha para a estatal. “Eu acho que é um tipo de contrato que tem sido usado em países que ainda não resolveram questões sociais, de transparência ou de distribuição de recursos”. Na Rússia, por exemplo, que integra o bloco dos países emergentes conhecido como Brics (Brasil, Rússia, Índia, China e África do Sul), ela disse que há 20 anos não são mais usados os contratos de partilha de produção. Já em países-modelo, como a Noruega, usa-se um sistema de licença, “que é a nossa concessão”.

Para aumentar produção de petróleo e gás, a Petrobras afirma contar com o maior portfólio exploratório e uma carteira de projetos “robusta e diversificada”

A Petrobras tem como maior desafio para os próximos anos aumentar a curva de produção de petróleo e gás. Para isso, a empresa conta hoje com o maior portfólio exploratório e uma carteira de projetos “robusta e diversificada”, o que a destaca entre as grandes companhias globais, informou a estatal à Agência Brasil por meio de sua assessoria.

Os planos até 2020 incluem a instalação de, no mínimo, 38 unidades estacionárias de Produção (UEPs), que ajudarão a elevar a produção atual de 2 milhões de barris/dia para 4,2 milhões de barris diários de petróleo. Somando a esse volume a produção de gás natural, o total a ser alcançado será 5,2 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d).

Outro desafio consiste em ampliar a oferta de combustíveis, informou a empresa. Ela prevê que o objetivo será atingido com a implantação de quatro novas refinarias, das quais duas já estão em construção.

Ao contrário do que pensam alguns especialistas, a exploração de petróleo na camada do pré-sal não apresenta grandes desafios tecnológicos para a Petrobras, em função do domínio da tecnologia que detém em águas profundas, asseguraram os assessores. “Prova disso é que, em junho de 2013, a companhia atingiu no pré-sal o recorde de produção de 326 mil barris de petróleo por dia (bpd) nas bacias de Santos e Campos”.

Segundo a Petrobras, o pré-sal tem características técnicas especiais que não representam obstáculos, entre elas, a profundidade dos reservatórios e a existência de camadas espessas de sal acima dos reservatórios. “Na qualidade de maior operadora em águas profundas, a Petrobras acumulou enorme experiência nesse tipo de atividade, e esta tem sido a base da contínua evolução tecnológica, agora também com foco no pré-sal”, assegurou a empresa.

A companhia informou ainda que, mesmo com as mudanças na legislação, que definiram as licitações para exploração de petróleo pelo regime de partilha em detrimento de concessões, a Petrobras não será afetada em seus planos de negócios daqui para a frente. “A companhia tem todas as condições tecnológicas para atender aos desafios colocados com o regime de partilha, que define a Petrobras como operadora única, com participação mínima de 30% nos consórcios que vierem a ser formados”.

Os assessores acrescentaram que, “do ponto de vista da financiabilidade, além de fluxo de caixa operacional próprio, a empresa dispõe de fontes de financiamento para as captações necessárias ao desenvolvimento de suas operações, nas atuais e nas futuras áreas exploratórias, tanto em regime de concessão quanto na partilha”.

As metas da Petrobras para o futuro, em consonância com o Plano de Negócios e Gestão 2013/2017, projetam a produção no pré-sal de 1 milhão de barris de petróleo por dia em 2017. A empresa estima que, em 2020, a produção do pré-sal corresponderá a 50% da produção total de petróleo no Brasil. Isso significa mais de 2 milhões de barris de petróleo por dia.

A construção das plataformas P-61 e P-63, destinadas ao Campo de Papa Terra, na Bacia de Campos, estão entre os principais projetos de exploração e produção da Petrobras no momento. Segundo informou a estatal, as obras da P-63 já foram concluídas. A unidade já está na locação, com previsão de início de produção para setembro de 2013. A P-61, de acordo com o cronograma da empresa, chegará à locação no fim deste mês, com o início de produção previsto para dezembro deste ano.

A assessoria informou que outras unidades que contribuirão para o crescimento próximo e sustentável da Petrobras somam oito plataformas flutuantes de produção, armazenamento e transferência, além de quatro unidades de produção para as áreas da cessão onerosa. Por esse regime, a União cedeu à estatal o direito de explorar 5 bilhões de barris de petróleo que estão na camada do pré-sal, o que significa uma receita de cerca de R$ 75 bilhões. Todas essas unidades atuarão na região do pré-sal na Bacia de Santos.

No segmento de abastecimento, a Petrobras considera como principais projetos em implantação a Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, e a primeira fase do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). A entrada em operação dos dois empreendimentos está programada para novembro de 2014 e agosto de 2016, respectivamente.

Os Estados Unidos superarão a Rússia como o maior produtor mundial de petróleo e gás até o final deste ano, se já não assumiu essa posição, informou nesta quarta-feira o jornal “Wall Street Journal” em uma análise publicada em seu site.

O forte aumento da produção americana nos últimos anos graças à extração de petróleo e gás não convencionais, unido ao fato de que a Rússia tem problemas para manter seu ritmo de extração, são os fatores-chave para a troca de postos.

“Trata-se de uma mudança de papéis extraordinária”, disse ao jornal Adam Sieminski, chefe da Agência de Informação da Energia, uma entidade do governo americano cujas números foram utilizados para a realização do estudo.

O jornal lembra que as importações de gás dos EUA caíram 32% nos últimos cinco anos, enquanto as de petróleo recuaram 15%, o que fez com que o país reduzisse fortemente seu déficit comercial e sua dependência energética do exterior.

Os Estados Unidos já produziram em 2012 mais gás natural que a Rússia, e sua extração de petróleo pode já ter alcançado a russa neste semestre, embora ainda não tenham sido revelados dados concretos para determiná-lo.

A Rússia produziu uma média de 10,8 milhões de barris diários de petróleo na primeira metade deste ano, o que representa 900.000 barris a mais que os Estados Unidos, embora a produção deste último esteja subindo rapidamente.

O “WSJ” lembra que a menor dependência econômica americana de energia está fazendo com que, como resultado, os países produtores tenham menor mercado e reduzida capacidade de influência política.

A Petrobras completa 60 anos na quinta-feira, 03, em um dos momentos cruciais de sua história. Com o peso de ser a maior empresa brasileira e fator primordial de crescimento da economia – o que a torna objeto de interesse da classe política -, a petroleira tem como desafio dobrar a produção em sete anos e ampliar a capacidade de refino, ao mesmo tempo em que preserva a saúde financeira, motivo de preocupação de investidores e especialistas devido ao endividamento elevado.

Até 2017, a Petrobras planeja investir US$ 236,7 bilhões, uma média anual de US$ 47,34 bilhões. No período, pretende aumentar a produção de petróleo dos atuais 2 milhões de barris por dia (bpd), volume alcançando ao longo de 60 anos, para 4,2 milhões de bpd, em 2020, a partir da exploração das gigantescas reservas do pré-sal. Já a capacidade de refino irá crescer de 2 milhões de bpd para 3 milhões de bpd.

No longo prazo, as perspectivas soam ainda mais promissoras. Ao fim de 2012, as reservas de óleo e gás natural da estatal eram de 15,7 bilhões de barris, o que irá aumentar significativamente nos próximos anos. Pelas regras do regime de partilha, a Petrobras terá, no mínimo, 30% dos novos campos do pré-sal. Isso irá garantir, por exemplo, que a empresa tenha, pelo menos, 30% do campo de Libra, cujas reservas são estimadas entre 8 bilhões e 12 bilhões de barris. O campo de Libra será licitado pelo governo no próximo dia 21.

Além disso, a Petrobras tem direito a outros 5 bilhões de barris do processo da cessão onerosa. Os números se juntam ao potencial dos blocos arrematados dentro e fora do pré-sal nas rodadas de licitação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Ou seja, a estatal tem, de sobra, aquilo que é o mais importante para uma empresa de petróleo: reservas.

“A Petrobras tem hoje um dos melhores portfólios do mundo. A companhia está muito bem posicionada na produção”, afirma o ex-presidente da companhia e secretário de Planejamento da Bahia, José Sergio Gabrielli.

O ex-presidente listou uma série de fatores para o sucesso da empresa: posição dominante no Brasil, um dos principais mercados consumidores de derivados de petróleo do mundo (cresceu mais de 40% nos últimos quatro anos); forte produção de gás; infraestrutura logística consolidada; corpo técnico qualificado, e dona do melhor centro de pesquisas do mundo para exploração em águas profundas, o Cenpes. “A Petrobras tem todo o instrumental para se tornar uma empresa fantástica”, completou.

O entusiasmo de Gabrielli é compartilhado pela atual presidente da Petrobras, Graça Foster. Na semana passada, em meio ao início das comemorações de aniversário da estatal, a executiva disse que nunca imaginou que a empresa chegaria ao patamar atual.

“Eu, que estou na Petrobras há 30 anos, nunca imaginei que chegaríamos a ter esse portfólio tão grande, com tantas e tão claras oportunidades, objetivas e materiais; com esse orçamento que exige uma dedicação muito grande no que se refere à disciplina de capital”, revelou.

Apesar das vantagens competitivas, as ações da Petrobras não têm tido boa performance. Isso fica evidente no ranking elaborado pela consultoria internacional PFC Energy. Em 2010, ano da megacapitalização, a estatal brasileira era a terceira maior petrolífera do mundo, com valor de mercado de US$ 228,9 bilhões. Em 2012, a empresa caiu para a sétima posição, com valor de mercado de US$ 124,7 bilhões.

Para o diretor do Centro Brasileiro de Infra Estrutura (CBIE), Adriano Pires, a queda reflete o uso político da companhia. “O mercado precificou a interferência política do governo federal na gestão da Petrobras.”

Nos últimos 10 anos, Pires explicou que o governo pôs a sua agenda política acima dos interesses da Petrobras, inchando a empresa, congelando preços de derivados e determinando uma série de investimentos com baixa rentabilidade. O resultado é que a alavancagem líquida da empresa saltou de 16%, em 2010, para 34%, no fim do segundo trimestre deste ano, próximo do limite considerado ideal pelas agências de rating para manter o grau de investimento. A dívida total saltou de R$ 117,9 bilhões, no fim de 2010, para R$ 249,04 bilhões, no fim de junho deste ano.

Desde que assumiu em março do ano passado, Graça Foster adotou austeridade. Até 2017, a Petrobras pretende reduzir os custos em R$ 32 bilhões, além de vender US$ 9,9 bilhões em ativos não estratégicos. Até o momento, a companhia contabiliza US$ 3,82 bilhões em desinvestimentos, entre ativos no exterior e participações no setor elétrico.

O “calcanhar de Aquiles” da Petrobras é o controle de preços dos derivados praticado pelo governo para evitar impacto na inflação. Com o aumento da importação de combustíveis para atender o forte crescimento da demanda, a política tem drenado uma parte significativa do caixa da estatal, impedida de alinhar os seus preços com o mercado internacional.

“A Petrobras está em uma encruzilhada. Ou se torna uma empresa lucrativa ou vai se tornar uma PDVSA (estatal venezuelana)”, alertou Pires. Para Gabrielli, o aumento da capacidade de refino no longo prazo irá minimizar os efeitos da política de controle de preços, à medida que as importações serão substituídas pela produção local.

Fonte: Broadcast

“A Petrobrás tem hoje um dos melhores portfólios do mundo. A companhia está muito bem posicionada na produção”, afirma o ex-presidente da companhia e secretário de Planejamento da Bahia, José Sergio Gabrielli.

O ex-presidente elencou uma série de fatores que pavimentariam o caminho de sucesso para empresa: posição dominante no Brasil, um dos principais mercados consumidores de derivados de petróleo do mundo (cresceu mais de 40% nos últimos quatro anos); forte produção de gás; infraestrutura logística consolidada; corpo técnico altamente qualificado, e dona do melhor centro de pesquisas do mundo para exploração em águas profundas, o Cenpes. “A Petrobrás tem todo o instrumental para se tornar uma empresa fantástica”, completou.

O entusiasmo de Gabrielli é compartilhado pela atual presidente da Petrobrás, Maria das Graças Foster. Na semana passada, em meio ao início das comemorações de aniversário da estatal, a executiva disse que nunca imaginou que a empresa chegaria ao patamar atual.

“Eu, que estou que na Petrobrás há 30 anos, nunca imaginei que chegaríamos a ter esse portfólio tão grande, com tantas e tão claras oportunidades, objetivas e materiais; com esse orçamento que exige uma dedicação muito grande no que se refere à disciplina de capital”, revelou.

Ações. Apesar de todos os predicativos e vantagens competitivas, as ações da Petrobrás não têm tido uma boa performance. Isso fica evidente no ranking elaborado pela consultoria internacional PFC Energy. Em 2010, ano da megacapitizaliação, a estatal brasileira era a terceira maior petrolífera do mundo, com valor de mercado de US$ 228,9 bilhões. Em 2012, a empresa caiu para a sétima posição, com valor de mercado de US$ 124,7 bilhões.

O que explica tal queda? Para o diretor do Centro Brasileiro de Infra Estrutura (CBIE), Adriano Pires, isso reflete o uso político da companhia. “O mercado precificou a interferência política do governo federal na gestão da Petrobrás”, argumenta o especialista.

Nos últimos 10 anos, Pires explicou que o governo pôs a sua agenda política acima dos interesses corporativos da Petrobrás, inchando a empresa, congelando preços de derivados e determinando a realização de uma série de investimentos com baixa rentabilidade. O resultado desse cenário é que a alavancagem líquida da empresa saltou de 16%, em 2010, para 34%, ao final do segundo trimestre de 2013, próximo do limite considerado ideal pelas agências de rating para a manutenção do selo de grau de investimento. A dívida total saltou de R$ 117,9 bilhões, no fim de 2010, para R$ 249,04, no fim do junho deste ano.

Austeridade. Desde que assumiu o comando da companhia, em março do ano passado, Graça Foster tem adotado um regime de austeridade. Até 2017, a Petrobrás pretende reduzir os seus custos em R$ 32 bilhões, além de vender US$ 9,9 bilhões em ativos não estratégicos. Até o momento, a companhia já contabiliza US$ 3,82 bilhões em desinvestimentos, entre ativos no exterior e participações no setor elétrico.

O “calcanhar de Aquiles” da Petrobrás é o controle de preços dos derivados praticado pelo governo, com vistas a evitar impactos na inflação. Com o aumento da importação de combustíveis para atender o forte crescimento da demanda, essa política tem drenado uma parte significativa do caixa da estatal, impedida de alinhar os seus preços com o mercado internacional.

“A Petrobrás está em uma encruzilhada. Ou se torna uma empresa lucrativa ou vai se tornar uma PDVSA (estatal venezuelana)”, alerta Pires. Para Gabrielli, o aumento da capacidade de refino no longo prazo irá minimizar os efeitos da política de controle de preços, na medida em que as importações serão substituídas pela produção local.

Parque das Conchas começou a produzir em 2009, na Bacia de Campos, na costa do Espírito Santo

A petroleira Shell extraiu o primeiro óleo e deu início à produção da segunda fase do projeto Parque das Conchas, junto com seus parceiros Petrobras e ONGC, informou a Shell nesta quarta-feira.

O Parque das Conchas (bloco BC-10) começou a produzir em 2009, na Bacia de Campos, na costa do Espírito Santo.

A anglo-holandesa Shell é a operadora, com 50 por cento de participação no bloco. A Petrobras tem 35 por cento, e a indiana ONGC os 15 por cento restantes.

Recentemente, a Petrobras informou que vai vender sua fatia no BC-10 por 1,54 bilhão de dólares e, segundo fontes, a Shell e a ONGC deverão exercer o direito de adquirir a participação da estatal brasileira.

O pico de produção da primeira fase do bloco foi de mais de 90 mil barris de óleo equivalente por dia (boe), em 2010, informou a Shell.

Atualmente a produção está em 35 mil boe/dia.

No seu pico, a fase 2 de desenvolvimento do bloco deverá produzir aproximadamente 35 mil barris de óleo equivalente por dia, informou a companhia.