Somada ao gás natural, produção total em setembro foi de 28.415 barris de óleo equivalente/dia

A OGX Maranhão produziu 144 barris de petróleo por dia em setembro, de acordo com boletim divulgado nesta terça-feira, 05, pela Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Somada ao gás natural, principal foco dos campos de produção da operadora na Bacia do Parnaíba, a produção total em setembro foi de 28.415 barris de óleo equivalente/dia. Eike Batista está negociando a venda da companhia para o fundo Cambuhy, de Pedro Moreira Salles, e para a alemã E.On, controladora da Eneva (ex-MPX).

Já os campos da OGX, empresa que detonou a crise sem precedentes no conglomerado criado por Eike, não teve produção no mês, de acordo com os dados da agência reguladora.

Em processo de recuperação judicial, a OGX já havia comunicado, no mês passado, que sua produção em setembro atingira a média de 13,2 mil barris de óleo equivalente por dia, relativos à parcela da OGX na produção média terrestre de gás natural no Campo de Gavião Real, na Bacia do Parnaíba, no qual ainda mantém participação.

“Não houve produção no Campo de Tubarão Azul durante o mês de setembro devido a danos nas bombas centrífugas submersas (BCS), conforme informado pela companhia anteriormente”, disse a petroleira na ocasião.

Segundo reportagem da Folha de S. Paulo, campo de Vesúvio nunca comercializou uma gota de petróleo

Depois de relatar que a OGX, de Eike Batista, sabia que suas reservas eram 82% menores, mas não repassou a informação ao mercado na época certa. A Folha de S. Paulo divulgou, nesta terça-feira, que a companhia omitiu outra informação aos investidores. Um dos campos da petroleira, o de Vesúvio, que a princípio teria capacidade de produzir até 1,5 bilhão de barris, na verdade não seria capaz de produzir e comercializar petróleo de boa qualidade.

De acordo com a reportagem, o campo nunca comercializou uma gota de petróleo e, desde 2010, a companhia de Eike já sabia do problema, mas repassou ao mercado informações que apontavam que a região era produtiva.  A Folha ouviu ex-técnicos da OGX que afirmaram que o óleo de Vesúvio era pesado e inaproveitável. “Só foi possível aproveitar borra, tamanho o peso do óleo”, disse uma fonte, que preferiu não se identificar. à Folha de S. Paulo.

No último domingo, uma reportagem da Folha relatou que um ano antes de a real situação da OGX vir à tona, estudos feitos a pedido da diretoria da petroleira já indicavam que as principais áreas de exploração de petróleo da companhia na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro, poderiam ter reservas equivalentes a apenas 17,5% do que havia sido divulgado ao mercado.

Segundo os documentos obtidos pelo jornal, os engenheiros de reservatório da OGX, responsáveis por determinar a extensão das reservas economicamente viáveis, apontaram, em julho de 2012, que a empresa só poderia retirar 315 milhões de barris das principais áreas de Campos – 660 milhões de barris numa projeção otimista. O levantamento mostrava ainda que a exploração do campo de Tubarão Azul só seria viável até 2013, ano em que a empresa praticamente abandonou a área.

Início da unidade foi postergado novamente por causa de dificuldades ocasionadas pela identificação tardia de corais e a uma incidência de altas ondas

O prazo para o início das operações da plataforma P-63, postergado anteriormente para quinta, 31, foi descumprido novamente. Por causa de dificuldades ocasionadas pela identificação tardia de corais, o que resultou na alteração do arranjo submarino, e a uma incidência de altas ondas, a unidade deverá iniciar produção apenas “nos próximos dias”, de acordo com a Petrobras.

O navio-plataforma (FPSO) P-63 tem capacidade para processar 140 mil barris por dia (bpd) de petróleo e 1 milhão de metros cúbicos diários (m³/d) de gás natural e será o quinto sistema de produção da Petrobras a entrar em operação em 2013.

A princípio, o primeiro óleo a ser produzido na P-63 estava previsto para 15 de julho. No início de junho, porém, a presidente da estatal, Graça Foster, afirmou que o prazo seria postergado em dois meses por causa de exigências impostas pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) para a liberação ambiental das atividades.

Em agosto, foi a vez de o diretor de Exploração e Produção (E&P), José Miranda Formigli Filho, anunciar que o prazo havia sido adiado para 23 de outubro. Ao longo dos meses, esse prazo foi revisado para 31 de outubro, mas novamente descumprido. Agora, após procurada pela reportagem do Broadcast, serviço de notícias em tempo real da Agência Estado, a estatal optou por não projetar nova data.

Esse não é o primeiro atraso enfrentado pela Petrobras em 2013. O Projeto Roncador Módulo III, com início de operação previsto para setembro, foi alocado na Bacia de Campos apenas no fim de outubro. Só então os procedimentos para interligação aos poços tiveram início. O semissubmersível P-55 tem capacidade para processar 180 mil bpd de petróleo e 6 milhões de m³/d de gás natural.

Já o FPSO Cidade de Paraty, que deveria iniciar produção em 28 de maio, começou a produzir em 6 de junho. A unidade, responsável pela produção no Projeto Piloto de Lula Nordeste, tem capacidade para processar 120 mil bpd de óleo e 5 milhões de m³/d de gás. Desde o início de 2013, a estatal pôs em operação quatro sistemas de produção.

O primeiro foi o FPSO Cidade de São Paulo, no Projeto-Piloto de Sapinhoá, cuja produção do primeiro óleo ocorreu em 5 de janeiro. A princípio, a Petrobras projetava que a unidade, que tem capacidade para processar 120 mil bpd de petróleo e 5 milhões de m³/d de gás natural, iniciasse produção em 13 de janeiro, uma semana depois.

A segunda embarcação a produzir foi o FPSO Cidade de São Vicente, no dia 12 de fevereiro. A unidade deu início à produção do Sistema de Produção Antecipada (SPA) de Sapinhoá Norte, com capacidade de aproximadamente 15 mil bpd por um prazo máximo de seis meses por causa de limitações de aproveitamento de gás.

O terceiro sistema a operar neste ano foi o FPSO Cidade de Itajaí, no Campo de Baúna, com início de produção em 16 de fevereiro. A embarcação tem capacidade para processar 80 mil barris por dia de óleo e 2 milhões de m³/d de gás. O FPSO Cidade de Paraty foi o quarto e a P-63 e a P-55 devem ser a quinta e a sexta unidades a operar em 2013, respectivamente.

Produção

A princípio, a Petrobras projetava que duas outras unidades, a P-58 e a P-61, entrassem em operação até o fim de 2013 – a primeira em novembro e a segunda em dezembro. Nas últimas semanas, porém, a diretoria da estatal tem sinalizado que pretende pôr nove unidades em produção ainda em 2013, o que indica que outra unidade, provavelmente a P-62 (com início de operação previsto para março de 2014), poderia ser antecipada.

Pôr esses outros cinco sistemas em operação até o fim do ano é fundamental para que a Petrobras consiga cumprir a meta de produção deste ano. Na semana passada, em entrevista ao Broadcast, Graça Foster reiterou a expectativa de que a produção ficará no “limite inferior” da previsão anunciada pela estatal, de 2,022 milhões de barris por dia de petróleo produzidos no Brasil em 2013, com variação de até 2% para cima ou para baixo.

A capacidade de a Petrobras atingir essa marca, contudo, é questionada por analistas. “Entendemos que é uma ‘missão quase impossível’, já que a companhia teria que atingir uma média diária superior a de setembro em aproximadamente 180 mil barris por dia nos três últimos meses do ano, para atingir o ponto baixo de suas estimativas”, destacaram as analistas Karina Freitas e Daniela Martins, da Concórdia Corretora, após a divulgação dos dados de produção de setembro.

Em 2012, a meta de produção da Petrobras já havia sido descumprida. A produção média entre janeiro e dezembro ficou em 1,980 milhão de barris, diferença de 2,06% em relação à marca do ano anterior, considerada referência para a projeção da produção estimada para 2012 e 2013. Internamente, porém, a Petrobras considera que a margem de 2% para baixo foi atingida.

MP deverá apresentar um parecer a respeito dos documentos apresentados pela companhia para instruir o processo de recuperação judicial

O processo de recuperação judicial da petroleira OGX chegou nesta segunda-feira, 04, às mãos do juiz Gilberto Clovis Farias Matos, da 4ª Vara Empresarial do Rio de Janeiro. Em despacho desta segunda o juiz determinou que o processo de cinco volumes e mil páginas seja encaminhado ao Ministério Público.

O MP deverá apresentar um parecer a respeito dos documentos apresentados pela companhia para instruir a ação. Isso inclui as demonstrações financeiras da empresa, as relações de bens particulares dos administradores e da controladora Centennial Asset Mining Fund, relação de empregados e credores, entre outros pontos.

A OGX entrou com o pedido de recuperação judicial na quarta-feira, 30 de outubro.

Enfeitiçados pela conversa de vendedor do charmoso proprietário, os investidores tinham grandes esperanças em relação a uma companhia de petróleo brasileira. Anos após abrir seu capital, a companhia iniciante sediada no Rio ainda não encontrou petróleo em qualquer de seus poços. Suas reservas de caixa começam a escassear e suas ações caíram em 90% nos últimos 12 meses.

A companhia em questão, no entanto, não é a OGX de Eike Batista, que deflagrou o maior processo de falência da história empresarial latino-americana ao pedir concordata na semana passada, mas a HRT, uma empresa pouco conhecida.

A desgraça que se abateu rapidamente sobre Eike, que apenas 18 meses atrás era o sétimo homem mais rico do planeta, pode ter sido excepcional, mas os problemas que sua companhia petroleira enfrenta não são, dizem analistas.

De empresas iniciantes em rápida ascensão à gigante estatal brasileira Petrobras, muitos dos protagonistas do setor estão enfrentando dificuldades para concretizar as expectativas generosas despertadas cinco anos atrás quando a descoberta de vastas reservas de petróleo prometia transformar o país.

As descobertas de petróleo brasileiras na camada pré-sal em 2007, estimadas em 100 bilhões de barris de petróleo, surgiram em um momento no qual o preço estava disparando para os US$ 150 por barril e o dinheiro não parava de fluir para os mercados emergentes, criando no setor uma sensação de euforia que gradualmente se tornou decepção.

“Havia a ideia de que o Brasil poderia resolver todos os seus problemas com o pré-sal, e esse otimismo contagiou o mercado, criando uma grande bolha especulativa”, diz Adriano Pires, fundador do Centro Brasileiro de Infraestrutura e antigo funcionário da ANP, a agência regulatória do petróleo brasileiro.

BOLSA DE VALORES

Originalmente uma companhia de serviços petroleiros, a HRT se transformou em companhia de exploração em 2008 — um ano depois da fundação da OGX. Em 2010, ela levantou R$ 2,6 bilhões de reais em uma oferta pública inicial realizada no pico do boom.

Da mesma forma que Eike conquistou os investidores ao atrair alguns dos melhores engenheiros da Petrobras para a OGX, Marcio Mello, o fundador da HRT, aproveitou sua experiência de mais de duas décadas como geólogo da Petrobras
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“A companhia dava a impressão de que sabia onde encontrar petróleo”, diz Felipe Miranda, analista da Empiricus Research. “Marcio era excelente vendedor — sabia como convencer as pessoas”.

Mas não havia conhecimento técnico que pudesse ajudar as empresas no que tange à loteria da exploração de petróleo. A OGX anunciou em julho que os únicos três poços de petróleo operacionais que tinha no campo Tubarão Azul eram comercialmente inviáveis.

E a HRT não produziu petróleo algum nos 14 poços que perfurou até o momento. Mello renunciou à presidência executiva da companhia, sem oferecer explicações, mas continua a integrar seu conselho.

A HRT, no entanto, tem posição financeira muito mais firme que a da OGX — ainda que suas reservas de caixa tenham caído em mais de 40% em relação à posição do período em 2012, para R$ 814 milhões no final do segundo trimestre, a empresa não tem dívidas.

A HRT afirmou em comunicado que agora está em busca de um parceiro estratégico para garantir o crescimento futuro. Já a OGX tem um total de US$ 5,1 bilhões em dívidas.

PROMESSA

Em parte, a culpa é dos investidores por ignorarem os riscos dessas companhias e se deixarem levar pela perspectiva de altos rendimentos em um momento de baixa recorde nas taxas mundiais de juros, dizem analistas.

Mas o governo brasileiro também influenciou o estouro da bolha que ele mesmo havia criado, ao suspender os leilões de concessões de petróleo entre 2008 e 2013, enquanto os legisladores se engalfinhavam em disputas sobre a divisão dos royalties, diz Pires.

Isso forçou a HRT a tentar a sorte fora do Brasil, na Namíbia, e impediu Batista de diversificar suas atividades de exploração em uma seleção mais ampla de campos.

“O que aconteceu com a OGX se deve em parte a má gestão, mas se tivessem acontecido mais leilões a empresa teria comprado novos blocos e formado novas parcerias — isso não teria resolvido seus problemas, mas ela certamente seria uma empresa diferente agora”, diz Pires.

Uma das maiores vítimas da desaceleração no setor petroleiro, porém, foi a estatal brasileira do petróleo Petrobras. Sua produção está estagnada ou em queda desde o começo de 2012, o que causa desgaste financeiro à empresa e aos seus fornecedores.

BNDES

Depois de quase 30 anos no mercado, a Lupatech, fabricante de válvulas, adotou uma estratégia agressiva de aquisições, em função das descobertas na camada pré-sal, com o objetivo de se transformar em fornecedora de tudo que a Petrobras necessita para a produção.

Mas com encomendas inferiores às esperadas da parte da Petrobras, a empresa está insolvente — não fez três pagamentos de títulos de dívida que deveria realizar este ano. A Lupatech e a Petrobras não quiseram comentar.

Ao contrário da OGX, no entanto, a Lupatech vem conseguindo negociar um caminho para escapar às dificuldades, em larga medida porque seu maior credor e acionista é o BNDES, o banco estatal de desenvolvimento brasileiro.

“O BNDES tem interesse direto no crescimento do setor [de petróleo brasileiro] e por isso prefere encarar a situação de uma perspectiva mais longa”, diz Barbara Mattos, analista sênior da Moody’s.

Ainda que o Brasil tenha retomado seus leilões de petróleo em maio, o governo precisa trabalhar com muito mais afinco a fim de atrair o investimento necessário a reanimar o setor, ajustando seu oneroso modelo de produção compartilhada e as regras de conteúdo nacional, diz Pires.

“Não estamos mais em 2008. O Brasil agora precisa concorrer com os Estados Unidos e a África pelo investimento das empresas petroleiras internacionais”, diz ele. “E quando o setor petroleiro mexicano se abrir, a situação do Brasil ficará ainda mais difícil”.

Em 2012, a estatal tinha operação em 23 países; hoje, o portfólio foi reduzido para 17, número que deve ser reduzido com a saída das seis unidades africanas

Sob comando direto da presidente Graça Foster, a Petrobras tem reduzido sua atuação na área internacional e fechado representações no exterior.

Em Portugal, Austrália, Irã, Nova Zelândia, Turquia e Líbia as atividades estão sendo encerradas. Todas as seis representações da companhia na África passarão ao guarda-chuva de uma joint venture criada junto com o BTG, deixando o balanço da estatal mais leve.

Quando Graça assumiu em 2012, a Petrobras tinha operação em 23 países. Hoje, o portfólio foi reduzido para 17. Deve enxugar ainda mais quando forem incluídas as seis unidades africanas que sairão do balanço da companhia: Nigéria, Angola, Gabão, Benin, Namíbia e Tanzânia.

Ainda há atividades operacionais na Argentina, Bolívia, Chile, Paraguai, Uruguai, Colômbia, Peru, Venezuela, México, Estados Unidos e Japão.

“Fizemos muitas aquisições na área internacional antes do pré-sal, quando o planejamento estratégico era crescer no exterior. E quando se faz aquisição, traz-se junto algumas empresas que, isoladamente, não se compraria” , disse Graça, em entrevista exclusiva ao Broadcast, serviço de informações em tempo real da Agência Estado.

Parte das empresas existe apenas no papel; outras têm apenas escritório montado, sem operação de fato. Ao todo, 15 empresas já foram extintas e outras 38 serão encerradas até dezembro de 2015.

Graça cita como exemplo a aquisição da argentina Perez Companc, em 2002, por US$ 1 bilhão, que trouxe à companhia um pacote de exploração em três países (Peru, Equador e Venezuela), além de hidrelétricas que não seriam compradas isoladamente. “Entraram várias empresas que a gente certamente não compraria, empresas de geração de energia elétrica, hidrelétricas enormes, de 600 megawatts.”

Segundo fontes da companhia, houve também uma decisão de Graça de manter maior controle sobre a área, alvo de investigações de autoridades por suspeitas de superfaturamento e evasão de divisas, a exemplo da refinaria de Pasadena, nos Estados Unidos.

Pouco após ser indicada à presidência, Graça assumiu pessoalmente a direção da área internacional e mudou os gerentes executivos desse departamento, colocando gente de sua confiança. “(Essa área) está comigo, até segunda ordem. Estou aqui aprendendo um monte de coisas”, brinca a executiva.

Paraísos fiscais

Além dos 17 países em que ainda tem representação operacional, a Petrobras também detém empresas em uma dezena de países sem atividades operacionais desde 2012 ou que desempenham outros papéis para o sistema. Entre eles, há alguns paraísos fiscais: Bahamas, Curaçau, Equador, Espanha, Holanda, Ilhas Cayman, Ilhas Virgens, Inglaterra, Trinidad e Tobago.

Parte é necessária, por exemplo, para operações de compra e venda de petróleo no mercado internacional. Outras, no entanto, são uma incógnita e seus balanços financeiros não podem ser acessados.

A Petrobras alega que, por terem sede no exterior, essas empresas não respondem às leis de informações brasileiras. É o caso da Petrobras Américas, a unidade americana, ou a PRSI, da Refinaria de Pasadena.

Hoje, ainda existem 120 empresas sob gestão da área internacional, contando a holding controlada Petrobras International Braspetro B.V. (PIB BV) que formará uma joint venture (50% cada) com o banco BTG, do banqueiro André Esteves, para exploração e produção de óleo e gás na África.

A estatal continuará no continente por meio da joint venture. O negócio, de US$ 1,5 bilhão, foi anunciado em junho deste ano e ainda está em curso. “Aí junta-se tudo, elas saem (do balanço) e fecham”, disse Graça.

Pré-sal

A Petrobras vem diminuindo gradativamente sua atuação internacional desde que descobriu o pré-sal. Além de investir menos, a companhia tem vendido ativos no exterior para concentrar esforços no Brasil. No ano passado, o plano quinquenal da estatal previa desinvestimentos de US$ 14,8 bilhões, incluindo algumas operações financeiras. Neste ano, o plano de negócios 2013-2017 prevê vendas de US$ 9,9 bilhões.

Até outubro, foram vendidos US$ 4,3 bilhões em ativos, a maioria no exterior, segundo informou em evento no mês passado a coordenadora de relacionamento externo da área de Exploração e Produção corporativo da Petrobras, Rafaela Monteiro.

Em abril, a companhia vendeu uma participação de 20% em seis blocos no Golfo do México, nos Estados Unidos, recebendo US$ 110 milhões, mais participação em um outro bloco no País.

Em maio, foi vendida a participação de 12% em um bloco na Tanzânia para a Statoil, com volume não divulgado.

A venda de 100% das ações da Petrobras Colômbia para a Perenco rendeu US$ 380 milhões à estatal brasileira em setembro passado, incluindo participações em 11 blocos e oleodutos.

Em outubro, foi vendida participação de dois blocos no Uruguai à Shell por US$ 17 milhões. Colaboraram Irany Teresa e Wellington Bahnemann

Documentos obtidos pelo jornal “Folha de S. Paulo” mostram que produção seria bem menor, mas não foram imediatamente divulgados ao mercado

Um ano antes de a real situação da OGX vir à tona, estudos feitos a pedido da diretoria da petroleira de Eike Batista já indicavam que as principais áreas de exploração de petróleo da companhia na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro, poderiam ter reservas equivalentes a apenas 17,5% do que fora divulgado ao mercado, revelam documentos da OGX obtidos pelo jornal “Folha de S. Paulo”.

De acordo com o jornal, as projeções eram frutos de avaliações de técnicos da própria OGX e foram confirmadas por uma prestadora de serviços externa. Além disso, diz a publicação, chegaram a provocar uma briga dentro da empresa e não foram tornadas públicas à época, pois a petroleira preferiu aguardar a produção de alguns poços.

Logo depois de a OGX ter divulgado ao mercado, no fim de junho de 2012, que os primeiros poços do campo de Tubarão Azul estavam produzindo 5 mil barris por dia, abaixo dos até 20 mil inicialmente previstos, o então novo presidente da OGX, Luiz Carneiro, pediu um levantamento para investigar a real situação da companhia, diz a “Folha”.

Segundo os documentos obtidos pelo jornal, os engenheiros de reservatório da OGX, responsáveis por determinar a extensão das reservas economicamente viáveis, apontaram, em julho de 2012, que a empresa só poderia retirar 315 milhões de barris das principais áreas de Campos – 660 milhões de barris numa projeção otimista. O levantamento mostrava ainda que a exploração do campo de Tubarão Azul só seria viável até 2013, ano em que a empresa praticamente abandonou a área.

Um segundo relatório, feito meses depois por um grupo que incluiu a empresa do setor Schlumberger, apontou na mesma direção, diz a Folha. O documento teria estimado que o volume de petróleo economicamente viável da área era de 43 milhões de barris, ainda menos que a avaliação inicial dos técnicos da OGX.

Os resultados desses levantamentos, diz a reportagem, contrastavam brutalmente com as estimativas anteriores: em maio de 2012, ao declarar a comercialidade de Tubarão Azul, a OGX estimou volume recuperável de 110 milhões de barris; para as áreas que originaram os campos de Tubarão Tigre e Tubarão Gato, a companhia havia anunciado, em maio de 2010, um volume recuperável entre 1,4 bilhão e 2,6 bilhão de barris.

A empresa só reviu esse número em março de 2013, quando declarou comercialidade dos dois campos juntamente com Tubarão Areia. O volume total de óleo estimado foi de 823 milhões de barris, sem especificação de quanto seria extraído. Essa foi uma das duas revisões que a companhia fez entre julho de 2012, quando os técnicos fizeram o primeiro alerta, e julho de 2013, quando desistiu dos campos.

Outro lado

Por meio de nota enviada à “Folha”, a assessoria de imprensa da OGX disse que “sempre manteve o mercado informado, por meio de fatos relevantes e resultados trimestrais, com informações atualizadas sobre os projetos de produção tão logo as análises foram concluídas, evitando a divulgação de informações incompletas”.

Disse ainda que, de julho de 2012 a julho de 2013, período citado na reportagem, realizou “uma série de estudos”, como de viabilidade técnica e econômica de instalações de produção, análise de poços no campo de Tubarão Azul e reprocessamento de dados sísmicos.

Segundo a empresa, os estudos, feitos “em parceria com especialistas de outras empresas”, foram realizados até que se chegasse aos resultados que atestaram a inviabilidade dos campos Tubarão Azul, Tubarão Gato, Tubarão Areia e Tubarão Tigre.

A multinacional Schlumberger informou, por meio da assessoria de imprensa, que possui contrato de confidencialidade com seus clientes e não se pronunciaria sobre o estudo mencionado.

A legislação obriga às empresas a divulgar ao mercado imediatamente, por meio de fato relevante, qualquer ocorrido que possa influenciar na decisão dos investidores. Hoje com 11 bilhões de reais em dívidas, a OGX pediu recuperação judicial na última quarta-feira.

A presidente da Petrobras disse que a petrolífera estuda várias alternativas para as áreas repassadas à estatal, mas disse que a decisão final é da União

A presidente da Petrobras, Graça Foster, disse que são várias as alternativas em estudo para as áreas que a União repassou à estatal durante o processo de capitalização, inclusive a devolução de algumas delas. Mas ressaltou: “O que é mais razoável, mais adequado, para uma empresa de petróleo não necessariamente é para a União”.

A seguir, os principais trechos da entrevista à equipe do Broadcast, serviço em tempo real da Agência Estado.

Os números da Petrobras sobre Libra ainda não saíram?

Os números do consórcio vão sair ao longo dos anos. Temos de calcular a taxa interna de retorno, que é mantida em segredo, fechada a mil chaves. Para isso, fazemos simulações e elaboramos diversos esquemas de desenvolvimento da produção, analisando, por exemplo, se vamos fazer unidades menores ou maiores, quantos poços vamos ter. Para nós, a taxa interna de retorno é mandatória.

Qual o objetivo da carta que a sra. enviou aos Ministérios das Minas e Energia e da Fazenda?

Essa carta faz parte de um script. Quando assinamos o contrato da cessão onerosa (o governo cede 5 bilhões de barris de petróleo à Petrobras, que em troca entregará títulos da dívida pública), em setembro de 2010, estava escrito que, antes de declarar a comercialidade dos campos – o que não tem data -, temos de informar ao governo: estamos prontos para conversar sobre o contrato. A carta foi mandada no dia 10, com cópia para os dois ministérios. Sugerimos a criação de um grupo de trabalho. Já estamos prontos para conversar. Temos os dados e estamos seguros sobre o que temos na cessão onerosa.

Existe a possibilidade de se rediscutir o preço do barril usado na cessão onerosa e o porcentual de conteúdo local?

Está previsto no contrato como possível de se discutir esses pontos. Essa é a hora. Estamos prontos para colocar os dados para discutir. Os nossos números são muitos bons. A área de Libra é excepcional, e ainda temos mais 15,6 bilhões de reservas provadas, mais os 5 bilhões da cessão onerosa e mais os números do pré-sal concedido. Como estamos sob a influência de três tipos de marco regulatório (concessão, partilha e cessão onerosa), é muito importante que o governo apresente, no momento em que achar devido, os seus planos. Hoje já estamos trabalhando no plano estratégico até 2030. Por isso, é importante que tenhamos a visão do planejamento do governo para a companhia, para que possamos nos ver ali e planejar o futuro. A área de Franco, pelo que se comenta, está muito próxima do tamanho de Libra (8-12 bilhões, segundo a ANP). E Franco é só uma das áreas da cessão onerosa. Se tiver 8 bilhões de barris, por exemplo, a Petrobras explora até 5 bilhões? Como funciona? O contrato é esse (5 bilhões de barris de óleo equivalente). Tudo além de cinco, se é cinco num campo, se a gente vai desenvolver aqui também, ali… Essa é uma das etapas mais importantes dessa discussão.

Seria mais viável focar em um campo apenas?

O que é mais razoável, mais adequado, para uma empresa de petróleo não necessariamente é para a União. Há que se olhar os dois lados e a palavra final é da União. O petróleo é dela, pertence a ela. Aquilo que é mais razoável para uma empresa de petróleo nem sempre é o mais adequado para a União. Por isso, é uma discussão importante e rica.

A Petrobras pode devolver algumas áreas para a União?

Essa é a discussão que vamos fazer. Já estamos prontos. Em 2010, assinamos contrato, já estamos perto de 2014, está na hora de sentar para organizar, montar um cronograma de atividades, (avaliar) todos os itens que precisam ser discutidos, passo a passo, o timing para cada um e fazer um trabalho técnico e econômico.

Por exemplo, a capacidade da indústria e quanto será feito fora?

Exatamente. Hoje, tudo parece mais fácil, e é. Sempre fui defensora muito consciente e crítica do conteúdo local. Tanto pelo lado do excesso, quanto pelo lado que minimiza. Tem de fazer conta. A pior coisa que pode ter é colocar um barco no mar cheio de furo, uma boia com furo. Questionamento é importante. Números para mim são essenciais.

O primeiro prazo de declaração de comercialidade que vence na cessão onerosa é Franco?

Não quero adiantar, pois não vai trazer nenhuma vantagem para a Petrobras essa discussão agora. Vou deixar essa discussão para o momento certo.

A produção este ano pode ficar abaixo da banda de 2%, que foi colocada para mais ou menos sobre a meta para o ano?

Vamos ficar no limite inferior, como disse em janeiro. Disse que tinha muito mais chance de ficar com menos 2%.

Mas vai ficar dentro da meta?

Com esforço, mas é possível.

E a partir do ano que vem aumenta?

Neste ano, não cai (mais). Fica ascendente, com as nove unidades (plataformas de produção) que entram.

A companhia tem 36% de alavancagem (dívida/patrimônio líquido), investimento muito alto a ser feito, desembolso imediato grande e um sinal de advertência das agências de risco. A Petrobras corre o risco de chegar ao fim do ano perdendo degraus nessas classificadoras?

A gente trabalha muito forte para que não, desde sempre. Quando descemos de A para a posição de agora, dois níveis acima do nível de rebaixamento, com outlook negativo, isso incomodou profundamente. É como se eu tivesse um monte de estrelinha no peito e tiraram uma. É muito ruim. Ao mesmo tempo em que temos essa preocupação, temos um portfólio que exige investimentos pesados. Este trimestre tivemos R$ 23 bilhões de investimento com Ebitda (lucros antes de juros, impostos, depreciação e amortização) de R$ 15 bilhões. Isso não pode continuar. E com faturamento muito alto. O que significa isso? Ainda que tivéssemos esses aumentos (nos combustíveis) todos, ainda que o conselho de administração tenha estado alerta, tivemos um custo líquido de produto vendido muito alto também. Teve um lucro bruto muito baixo, a venda de ativos neste trimestre não foi relevante e a última linha (da demonstração financeira) ficou muito baixa. Trabalhamos para haver convergência de preços, e essa metodologia (a proposta de “gatilho” de reajustes apresentada pela diretoria ao conselho) vem para mostrar aos investidores e agências de risco que temos previsibilidade, e isso é importante. Preciso mostrar a eles a previsibilidade do caixa. Nossos ativos são bons, fartos, exigem investimento. Uma empresa que lá atrás, em 2002, 2003, 2004 – e não estou falando de governos, mas da empresa -, investia muito menos pode até suportar uma diferença maior ou menor das defasagens (entre preços de combustíveis domésticos e internacionais). Mas quando se investe o que a gente investe, precisa ter disciplina de capital. Preciso de convergência de preços para eu ser cobrada do resultado. Tenho de ser cobrada pela minha performance, exclusivamente.

A empresa espera que a nova metodologia contribua para essa classificação?

As agências vão ver a previsibilidade da companhia, quando chegar na convergência. E isso é fundamental, a partir da implantação da metodologia. Estamos reduzindo os custos. Programamos R$ 3,8 bi no ano e até setembro economizamos R$ 4,8 bi. É uma mudança de cultura! Não é cortar o cafezinho, o pão de queijo, a festa de Natal, isso não aceito. O que não pode é ter estoque (de produtos) desse tamanho. Temos os recursos, nossos ativos são bons, a demanda é sempre maior do que precisamos. Oferecem (o mercado internacional) muito mais crédito do que contratamos de dívida. Temos petróleo. Aí, olha no fim do trimestre, no fim do semestre. Se eu não dei resultado, me demite. Tira a Graça porque não está performando. É muito mais previsível do que ficar explicando o tempo todo.

Há possibilidade de redução de capacidade das quatro novas refinarias?

A PDVSA fez para nós uma proposta que não podia ser aceita. Nem falo quanto, de jeito nenhum. E aí a gente disse: não dá, não dá de jeito nenhum. Quando temos 100% de uma refinaria dizemos que na verdade temos um parque de refino. Ter a PDVSA conosco com 40% era o projeto. Mas, agora está pronto, já está com 82%.

Vai refinar óleo leve, do pré-sal?

Pode usar óleo leve. Com o mesmo hardware pode fazer uma adequação de refino e produzir a mesma gama de derivados. Esse detalhe, se pode ser do pré-sal, eu não sei. Pode produzir gasolina também. A gente tem intenção de fazer mais gasolina somente quando precisar e não temos gastado nem um centavo a mais com isso. Eu sou fã de biocombustíveis. Acho que tem de voltar o etanol. E acho que essa questão da previsibilidade (em relação aos preços da Petrobras) vai ajudar também a indústria sucroalcooleira porque, à medida que houver maior previsibilidade de preço da gasolina, vai ter também de etanol. Quando começamos a comparar com o álcool do milho dos Estados Unidos, vemos que perdeu o passo porque não investiu em tecnologia. A gente acredita que um subproduto dessa metodologia, quando estiver plenamente definida, será trazer o álcool de volta. As informações são do jornal O Estado de S.Paulo.

Documento assinado pelo advogado Sergio Bermudes e protocolado na CVM, leva em conta a recente avaliação da consultoria internacional DeGolyer&MacNaughton

A petição inicial da recuperação judicial da OGX fundamenta a viabilidade econômica da recuperação da petroleira nas projeções apresentadas para os campos de Tubarão Martelo e BS-4, no qual a empresa detém 40%.

No item batizado de “olhando para o futuro”, a companhia afirma que Tubarão Martelo, na Bacia de Campos, poderá gerar receitas de US$ 11 bilhões, sem explicitar em que período. Já o campo BS-4, na Bacia de Santos, teria um cenário de geração de receita de US$ 6,2 bilhões.

O documento, assinado pelo advogado Sergio Bermudes e protocolado na Comissão de Valores Mobiliários (CVM), leva em conta a recente avaliação da consultoria internacional DeGolyer&MacNaughton para as reservas de Tubarão Martelo. A consultoria é a mesma autora das avaliações anteriores, depois revisadas para baixo.

Talvez por isso a petição destaque que o relatório “dada a responsabilidade do avaliador e o fato de ter sido elaborado no auge da crise do grupo OGX, adotou certamente premissas conservadoras”.

A defesa da petroleira de Eike Batista afirma que a administração da OGX “tem confiança que os resultados da exploração podem ser ainda mais auspiciosos”.

Em relatório apresentado pelas consultorias financeiras internacionais Blackstone e Lazard ao longo das negociações com credores externos, a estimativa da DeGolyer é que Tubarão Martelo gere receita de US$ 6,18 bilhões no período 2014-2023.

As reservas do campo BS-4, em que a OGX tem como sócias a Queiroz Galvão (30%) e a Barra Energia (30%), foram analisadas pela certificadora independente Gaffney Cline & Associates. A receita estimada na certificação de setembro de 2013 é baseada em reservas prováveis.

O time de advogados da OGX lembra que uma reestruturação “impõe sacrifícios” e informa que as quatro companhias da OGX incluídas na recuperação judicial reduziram drasticamente suas despesas administrativas.

A justificativa do processo de recuperação judicial evidencia a urgência de obter os cerca de US$ 200 milhões até abril do ano que vem, sendo ao menos US$ 75 milhões ainda este ano, necessários para viabilizar a produção em Tubarão Martelo,que tem início previsto para novembro.

Na última apresentação feita aos credores internacionais de bônus, a companhia destacava que essas despesas cairiam de US$ 703 milhões para US$ 452 milhões no período 2014-2018.

O documento encaminhado ontem à 4ª Vara Empresarial do Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro descreve a trajetória da OGX. O relato destaca o pioneirismo da companhia no desenvolvimento de negócios, “graças à tenacidade empresarial, ao descortino, às iniciativas inovadoras que o sr. Eike Batista, sempre aclamado pelo seu êxito, corajosamente tomou”.

Também ressalta que os fatos relevantes e prospectos divulgados ao público pela empresa sempre advertiram sobre o altíssimo risco envolvido na atividade de exploração de petróleo.

A campanha exploratória privada de R$ 10 bilhões, entretanto, esbarrou na expectativa frustrada no campo de Tubarão Azul, o primeiro explorado economicamente pelo grupo. As dificuldades geológicas e tecnológicas encontradas na área acabaram também afetando as perspectivas dos campos de Tubarão Tigre, Tubarão Areia e Tubarão Gato.

A OGX amargou um prejuízo de R$ 1,9 bilhão com os contratempos em Tubarão Azul, R$ 718,5 milhões com poços em Tubarão Areia e R$ 996,6 milhões em Tubarão Tigre e Gato. Tudo isso após buscar US$ 3,6 bilhões via emissão de bonds no exterior para por em prática seu plano de negócios.

“O fato de que muitos poços não ofereceram a quantidade de petróleo necessária a torná-los produtivos repercutiu, negativamente, na receita do grupo e, por consequência, na sua capacidade de honrar, nos termos originariamente contratados, as obrigações financeiras assumidas”, afirma a petição.

Bermudes confirma que a dívida do grupo soma R$ 11,2 bilhões. O passivo inclui as obrigações com os detentores de bônus e fornecedores. De acordo com a defesa da OGX não há qualquer endividamento bancário ou créditos com garantias reais. A companhia também afirma que não tem dívidas trabalhistas expressivas e que está em situação regular com a Receita Federal.

Embora admita que a dívida é elevada, a OGX argumenta que pode se reestruturar graças a seus ativos, expertise e capacidade de trabalho dos funcionários.

E lista uma série de “verdades esquecidas” pela imprensa, como o fato de a OGX ter realizado a maior campanha exploratória privada da história do País, com 120 poços perfurados, os investimentos sociais da empresa – entre os quais o apoio às Unidades de Polícia Pacificadora (UPPs) no Rio – e a extração do seu primeiro óleo apenas 25 meses após sua descoberta na Bacia de Campos.

Chamada “cessão onerosa” refere-se a acordo feito entre a União e a Petrobras que envolveu a antecipação de recursos para a empresa em troca de petróleo

A Petrobras tem intenção de declarar a comercialidade das reservas de petróleo das áreas envolvidas na “cessão onerosa”, mas ainda não há uma data definida para isso ocorrer, disse nesta quarta-feira o diretor de Exploração e Produção da estatal, José Formigli, no intervalo de um evento do setor no Rio.

A chamada “cessão onerosa” refere-se a acordo feito entre a União e a Petrobras que envolveu a antecipação de recursos para a empresa em troca de petróleo, na última capitalização da estatal. O volume previsto na negociação foi de 5 bilhões de barris de óleo equivalente.

A título de comparação, a maior reserva já descoberta no país, a área de Libra, tem estimados entre 8 bilhões e 12 bilhões de barris de óleo equivalente recuperáveis.

“Na cessão onerosa, em um determinado período, a gente tem que avisar à ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) e aos ministérios que nós estamos tendo bons resultados”, disse o diretor a jornalistas.

“E que a gente tem intenção de declarar a comercialidade”, acrescentou ele.

O diretor de E&P da estatal afirmou que ainda não há uma data marcada para a declaração da comercialidade da área da “cessão onerosa”.

“A declaração não se avisa com antecedência. O que dá para dizer é que os resultados são muito bons”, afirmou Formigli. “A declaração de comercialidade não precisa acontecer para a gente discutir com o governo”, acrescentou.

Na véspera, a presidente da Petrobras, Maria das Graças Foste, disse que a empresa obteve bons resultados na área e que o potencial é “esplêndido”.

Graça Foster, como é conhecida, acrescentou que enviou uma carta ao governo para tratar da comercialidade da área da cessão onerosa.

Sergipe-Alagoas

O executivo disse que a estatal pretende fazer um Teste de Longa Duração (TLD) na Bacia de Sergipe-Alagoas, a partir do fim de 2015.

A ideia da empresa é iniciar a produção em 2018 com uma unidade com capacidade de 100 mil barris/dia.

Segundo Formigli, trata-se de uma área promissora, conforme antecipou a Reuters em setembro. 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 fontes do governo e da indústria à Reuters.