Petróleo & Energia

5 de dezembro de 2013

Petrobras 60 anos: Acúmulo de desafios exige atitudes drásticas em vez das comemorações

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Publicado por: Bia Teixeira
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    m fevereiro, a presidente da Petrobras, Graça Foster, já esperava um ano duro pela frente. A companhia completou 60 anos no dia 3 de outubro, mas os festejos foram discretos e acompanhados pelo rebaixamento da sua classificação de risco, pela agência Moody’s, de A3 para Baa1. Embora a nota ainda se situe no “grau de investimento”, o melhor da escala, o tombo de um degrau serviu como sinal de alerta para a elevada alavancagem da petroleira, que seguirá consumindo o caixa pelos próximos meses para suportar seu ousado plano de investimentos.

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    Eram essas as dificuldades previstas pela presidente, mas ela esperava iniciar a reversão dos indicadores econômicos neste segundo semestre, com a entrada em produção das plataformas P-55, P-58, P-63 e P-61. “É com essas plataformas que se dará a virada para nós”, afirmou em fevereiro, frisando que a diretoria teria de trabalhar duro para mitigar os riscos e, consequentemente, “a percepção que as agências de rating [avaliação de risco] têm sobre a nossa empresa”. Apesar dos esforços redobrados da estatal e dos empreiteiros navais, os cronogramas atrasaram.

    Para a Moody’s, há um risco potencial de a Petrobras não conseguir cumprir a meta de produzir 3 milhões de barris diários em 2016 e 5,2 milhões de bpd em 2020. Sem falar no déficit da conta combustível, criado pela defasagem entre os preços dos combustíveis praticados no mercado interno e no exterior.

    O ônus da sobrecarga – Há enormes desafios a superar, tanto do ponto de vista tecnológico quanto do ponto de vista financeiro, pois a estatal tem à frente não apenas o desenvolvimento da produção das descobertas já realizadas no pré-sal e em outras áreas de novas fronteiras, mas também a recuperação da produtividade e da eficiência operacional da Bacia de Campos.

    A Petrobras deverá ainda administrar o programa obrigatório de exploração (POE) das seis áreas definitivas da cessão onerosa (Florim, Franco, Sul de Guará e de Tupi, Entorno de Iara, Nordeste de Tupi) – e, eventualmente, em um bloco contingente (Peroba), caso não seja alcançado o volume acordado, de cinco bilhões de barris, nas áreas definitivas.

    No entanto, isso é pouco provável, uma vez que somente Franco, por exemplo, tem volume estimado em 5 bilhões de barris. A cessão, com prazo de 40 anos, prorrogáveis por, no máximo, cinco anos, assegurou à Petrobras a livre disposição dos volumes produzidos até cinco bilhões de barris. Uma vez produzido esse volume, a estatal terá de estancar suas operações nessa área.

    No entanto, uma vez declarada a comercialidade de campos que somem este volume, as demais áreas poderão ser imediatamente licitadas ou até mesmo entregues à Petrobras em razão dos investimentos efetuados por ela nestes ativos. O que representaria mais e novos investimentos a serem planejados a médio prazo.

    A estatal ainda tem de reforçar o caixa para participar, obrigatoriamente, de todo e qualquer programa de exploração e produção de petróleo no pré-sal brasileiro, como instituído no sistema de partilha. Este, além da operação do ativo, dá à Petrobras a participação de no mínimo 30% nos riscos e ganhos, em qualquer ativo nesta área.

    E a estatal também terá de planejar uma boa poupança para disputar áreas em novos leilões do pré-sal, uma vez que ela pode ter interesse em deter mais do que os 30% obrigatórios em áreas próximas aos megacampos em produção, como Lula, ou que já tiveram o Teste de Longa Duração (TLDs) realizado. Afinal, a sinergia é um dos principais trunfos em termos operacionais em águas ultraprofundas e a mais de 300 quilômetros da costa. Uma infraestrutura montada para um empreendimento pode servir para vários, na mesma região, otimizando a produtividade e minimizando custos.

    Mediante tantas frentes de investimentos, a petroleira teve de ‘cortar um dobrado’ para alavancar recursos para participar do megaleilão de Libra, com reservas estimadas entre 8 bilhões e 12 bilhões de barris – estabelecendo parcerias com sócios do outro lado do mundo, da segunda maior economia do planeta: a China.

    Há quem afirme que o desenvolvimento deste megacampo, que equivale a cerca de 80% das reservas da Petrobras (até 31 de dezembro de 2012, uma vez que há um expressivo volume de reservas ainda a serem provadas), pode demandar investimentos em torno de US$ 200 bilhões. Isso absorveria tudo o que ainda resta de recursos do plano de negócios da companhia para 2013-2017, uma vez que parte dos US$ 236,7 bilhões previstos já foram gastos neste ano.


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