Petrobras – Plano de negócios requer US$ 224 bilhões para ampliar a exploração das áreas do pós e do pré-sal

O ano começou, finalmente, para a indústria brasileira de óleo e gás, que viu acontecer em junho alguns lances decisivos para o futuro do setor, atual motor do desenvolvimento econômico do país. A Petrobras anunciou no dia 21 o aguardado plano de negócios para o quinquênio 2010-2014 (PN 2010-2014), anunciando investimentos de US$ 224 bilhões – um pouco acima (menos de 2%) do que fora antecipado pela diretoria em março. O montante representa uma média anual de investimentos de US$ 44,8 bilhões, praticamente US$ 10 bilhões acima do estipulado no plano anterior. A cadeia produtiva setorial instalada no país espera contar com US$ 28,4 bilhões do valor anunciado na forma de contratações de bens de capital e serviços.

O PN 2010-2014 foi anunciado doze dias depois da aprovação pelo Congresso Nacional do projeto de lei que autoriza a União a ceder onerosamente à estatal o direito de realizar atividades de pesquisa, exploração e produção de petróleo e gás natural em determinadas áreas do pré-sal, ainda não licitadas, limitado ao volume máximo de 5 bilhões de barris de óleo equivalente.

Esse projeto legislativo, sancionado pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva no dia 30 de junho, depois do anúncio do plano de negócios, autorizou ainda a União a subscrever ações do capital social da Petrobras. Enfim, foi dado o sinal verde para a capitalização da petroleira, que tem, além dos desafios tecnológicos, a missão de arrecadar recursos para tocar os 686 projetos de grande porte previstos para esse período (contra os 531 projetos do PN anterior).

Essas definições, aguardadas ansiosamente pelo mercado financeiro, pelos fornecedores e investidores internacionais, concentraram as atenções de todos os setores, deixando passar despercebidos alguns atrasos no cronograma e mudanças na estrutura da Petrobras. O campo de Mexilhão parece ter caído no ostracismo – sem trocadilho –, uma vez que nem mesmo a Petrobras comentou mais um atraso do início das operações da gigantesca plataforma PMXL-1, previsto inicialmente para 2008, porém várias vezes adiado, até ser “definitivamente” programado para este ano. A unidade de produção deveria ter extraído o primeiro gás em março, depois em maio e, finalmente, em junho. Ainda não entrou em atividade, embora já esteja completamente instalada a imensa estrutura, de 25,3 toneladas e 227 metros de altura, desde o solo onde está fixada até o ponto mais alto dos módulos.

As conexões submarinas, da plataforma aos poços, assim como o gasoduto de quase 140 quilômetros, que interliga a PMXL-1 à Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), em Caraguatatuba, no litoral de São Paulo, estariam concluídas. Mas faltariam alguns ajustes nas unidades de processamento da UTGCA, que também processará, no futuro, o gás de Uruguá-Tambaú e a produção inicial de Tupi.

Repartindo o bolo – Além do silêncio sobre Mexilhão, é com discrição que a Petrobras decidiu repartir melhor a imensa Bacia de Santos, de mais de 352 mil quilômetros quadrados desde o litoral sul do Rio, onde está o valioso campo de Tupi, até o sul de Santa Catarina. No dia 2 de julho, sem alarde, o gerente-executivo de exploração e produção corporativo da Petrobras, José Jorge de Moraes Junior, representou o diretor de exploração e produção Guilherme Estrella na solenidade de instalação da Unidade de Operações de Exploração e Produção do Sul (UO-SUL). Ela foi criada por causa do “acréscimo do volume de atividades da UO-Bacia de Santos (UO-BS)”, como explicou a nota oficial da companhia.

O gerente-geral da (UO-BS), José Luiz Marcusso, estava lá para “entregar” o seu antigo ativo ao titular da nova unidade, o geólogo Nilson Rodrigues, que gerenciará a aplicação de US$ 220 milhões, até 2014, nos negócios de petróleo e gás natural na região sul da Bacia de Santos.

Química e Derivados, Mapa, Petrobras - Plano de negócios requer US$ 224 bilhões para ampliar a exploração das áreas do pós e do pré-sal
Mapa mostra os campos que ficaram com a UO-Sul

O evento também tornou pública a nova nomenclatura que a estatal está adotando para suas gerências regionais de exploração e produção (E&P), até então denominadas unidades de negócios (UM), como eram bem conhecidas a UN-BC (Bacia de Campos), UN-ES (Espírito Santo) e a própria UN-BS, como era denominada a gerência da Bacia de Santos. Classificam-se agora como gerências operacionais. Talvez porque os negócios estejam cada vez mais centrados na alta administração da empresa.

É bem verdade que, em março, o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, já havia cogitado a reativação da unidade Sul, fechada em 2002, quando foi apresentado o primeiro óleo extraído das áreas de Tiro e Sídon, aumentando as possibilidades de expansão econômica para Itajaí e Santa Catarina. Segundo a Petrobras, o objetivo é “distribuir melhor a responsabilidade pela gestão das operações de exploração e produção da Bacia de Santos”, que terá um incremento operacional a partir do próximo ano, quando deverão estar operantes o projeto piloto de Tupi (previsto para o final desse ano) e o teste de longa duração de Guará (para o mesmo período), além do teste de longa duração (TLD) de Tupi Nordeste.

Itajaí, no litoral de Santa Catarina, onde a Petrobras situou em 2008 a sede do Ativo Sul da Bacia de Santos (dividida, até então, em diversos ativos, sob o comando da UN-BS), abrigará a nova UO, que responderá pela produção das áreas de Tiro e Sídon, ainda em fase de TLD, produzindo atualmente 17 mil barris por dia de petróleo leve. Cuidará ainda dos campos offshore de Cavalo Marinho, Caravela, Estrela do Mar e Tubarão, que ainda não começaram a ser explorados devido à falta de uma infraestrutura ou sinergia com áreas próximas para escoamento da produção, principalmente gás natural, inclusive quando associado ao petróleo.

Todas as fichas estão sendo colocadas em Tiro e Sídon, estando em fase final de contratação o sistema definitivo de produção, com capacidade para processar 80 mil barris por dia e com entrada em operação prevista para 2012. Embora a UO-SUL esteja em Santa Catarina, os royalties gerados pela exploração de Tiro-Sídon não ficarão no estado: pela atual demarcação, as áreas pertencem ao estado de São Paulo e formam um triângulo de 210 quilômetros (cada lado) com Itajaí e Ilha Comprida, no Litoral Sul paulista.

A UO-SUL também vai gerenciar os ativos terrestres na Bacia do Paraná, como o projeto de desenvolvimento da produção do campo de Barra Bonita, além das atividades exploratórias realizadas na região, incluindo os blocos localizados na Bacia de Pelotas-RS, de onde são esperados resultados para permitir a continuidade e o crescimento da produção da área.

Com isso, o gerente-geral da UO-BS, José Luiz Marcusso, com um orçamento bilionário (em dólares), terá mais tempo para se dedicar aos novos projetos e aos empreendimentos em andamento para a parte mais apetitosa desse bolo, a Bacia de Santos, que tem como principal recheio o pré-sal. Marcusso continua à frente, portanto, de todos os projetos que vão incrementar a produção de sua unidade nos polos Uruguá-Tambaú, Mexilhão, Merluza e Centro (pré-sal) da Bacia de Santos. O que se espera é que, com o anúncio do PN 2010-2014, ele possa ter um cronograma mais ajustado, sem tantas demoras.

Investindo no Brasil – Recursos não vão faltar para os projetos do pré-sal, que vão abocanhar US$ 30,9 bilhões dos US$ 108,2 bilhões que a Petrobras vai investir em empreendimentos no Brasil e que, somados aos US$ 10,3 bilhões que serão alocados em projetos no exterior, compõem a generosa fatia de US$ 118,5 bilhões que a petroleira brasileira reservou para a área de exploração e produção (E&P).

Química e Derivados, José Sérgio Gabrielli, Presidente da Petrobras, Petrobras - Plano de negócios requer US$ 224 bilhões para ampliar a exploração das áreas do pós e do pré-sal
Gabrielli: pós-sal garante aumento da produção

O volume abocanhado pelo E&P representa 53% do total de US$ 224 bilhões em investimentos previstos pela Petrobras até 2014, dos quais US$ 212,3 bilhões em empreendimentos no Brasil e US$ 11,7 bilhões no exterior. Em março, quando a diretoria da estatal adiantou que seu PN ficaria em torno de US$ 220 bilhões, já havia sinalizado que não iriam ser feitos incrementos muito maiores em relação ao PN 2009-2013. Este plano causou impacto na época e foi tachado de inexequível por, mesmo em um cenário de crise mundial, ter sofrido o maior aumento na revisão de um plano anterior nessa década – cresceu mais de 55% em relação ao PN 2008-2012, passando de US$ 112,4 para US$ 174,4 bilhões. Na época, Gabrielli reiterou que todos os 531 projetos previstos seriam realizados.

Porém, houve adiamentos e revisões de projetos. Tanto que no plano anunciado em junho foram cortados US$ 17 bilhões de investimentos previstos no plano anterior, decorrentes da retirada ou redefinição de projetos, que a Petrobras não quis detalhar. Saíram do plano atual ainda US$ 6,8 bilhões, referentes a empreendimentos que serão adiados ou reelaborados conforme a nova realidade da empresa. No entanto, Sérgio Gabrielli lembrou que foram agregados 155 novos empreendimentos, que somam um total de 686 projetos de grande porte. Também foram adicionados US$ 19,3 bilhões para fazer frente a mudanças de custos e escopo de projetos programados, assim como US$ 10,3 bilhões em mudanças na participação societária da estatal em empreendimentos.

No plano anterior, o volume de recursos destinados a novos projetos era de US$ 47,9 bilhões (dos quais US$ 36,6 bilhões, ou 77%, para o E&P) e outros US$ 20,5 bilhões agregados ao PN seriam decorrentes de aumentos de custo e mudança de escopo. No planejamento atual, a estatal reservou US$ 31,6 bilhões para os novos empreendimentos (dois terços do volume anterior), dos quais 62% dedicados para a área de E&P (US$ 19,7 bilhões). Segundo Gabrielli, há 21 novos projetos para o pré-sal, entre os quais pelo menos dez TLDs em diferentes áreas do cluster do pré-sal na bacia de Santos.

A área de gás e energia terá US$ 6,5 bilhões (21%) para novos empreendimentos e o abastecimento, que abrange refino, transporte e comercialização (RTC) de petróleo e derivados, US$ 5,1 bilhões (16%). Recursos superiores aos previstos pela estatal no ano anterior, quando destinou US$ 5,7 bilhões aos novos projetos de gás e energia, além de US$ 3,1 bilhões para o abastecimento, representando 12% e 6%, respectivamente, do total de US$ 47,9 bilhões previsto para os novos projetos no ano passado.

O aumento mais significativo está no segmento de RTC, confirmando a necessidade de intervenções nas refinarias para expandir a capacidade de processamento de petróleo e melhoria da qualidade de derivados. Há ainda novidades nos projetos já programadas no plano anterior, como o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) e a Refinaria Abreu Lima (Rnest), que tiveram seu escopo alterado.

Pré e pós-sal – Não surpreende o fato de a área de E&P ficar com a maior fatia, uma vez que a companhia está em franca aceleração nas suas atividades exploratórias e, principalmente, de produção. Os investimentos de E&P cresceram 14% em relação ao PN 2009 – mas é uma fatia um pouco menor do bolo, se comparada ao PN anterior, quando ficou com 59% do total.

Química e Derivados, Petrobras - Plano de negócios requer US$ 224 bilhões para ampliar a exploração das áreas do pós e do pré-sal

Obs.: 95% dos investimentos serão feitos no Brasil – Fonte: Petrobras – PN 2010-2014

Gabrielli apenas repetiu o que já estava informado na nota oficial da estatal, que os recursos previstos para o E&P visam a “garantir a descoberta e apropriação de reservas, maximizar a recuperação de petróleo e gás nas concessões em produção, além de desenvolver a produção do pré-sal da Bacia de Santos e intensificar o esforço exploratório nas outras áreas do pré-sal e em novas fronteiras no Brasil e no exterior”.

A Petrobras pretende reforçar sua infraestrutura no pré-sal, com investimentos da ordem de US$ 800 milhões, que serão usados principalmente em malha de dutos marítimos para escoar o gás de campos que estão a mais de 300 quilômetros da costa. Superior é a fatia para exploração do pré-sal, que ficará com US$ 4,3 bilhões.

O maior volume, de US$ 25,8 bilhões (83%), será gasto em sistemas de produção: desde unidades offshore para TLDs, já estando previstos para esse e o próximo ano os testes de Guará, Tupi Nordeste e Iara, e projetos piloto, como o de Tupi, que deverão ser a sequência natural dos demais TLDs. Para assegurar que o pré-sal tenha maior participação na curva de produção no período pós-2014, a Petrobras prevê a entrada em operação de uma média de três sistemas de produção e três TLDs por ano nas áreas do pré-sal.

Mesmo em um cenário em que o pré-sal predomina o imaginário coletivo do setor petrolífero, o pós-sal (responsável por quase a totalidade da produção brasileira atual da Petrobras) não foi esquecido. Na realidade, foi destacado pela estatal, como não vinha acontecendo nos últimos anos, embora a maior parte dos projetos listados no cronograma de todos os planos seja de unidades de produção em campos do pós-sal. “O aumento da produção será sustentado pelo desenvolvimento das áreas do pós-sal, por intermédio da instalação de grandes projetos nas áreas de atuação da companhia”, afirmou a nota. Na área de E&P, dos US$ 108,2 bilhões, serão alocados US$ 77,3 bilhões nos campos do pós-sal, dos quais US$ 62,1 bilhões (67%) em projetos de produção (plataformas), US$ 11,5 bilhões (15%) em infraestrutura e transporte (que inclui dutos e gasodutos marítimos), e US$ 13,7 bilhões (18%) em exploração.

É um sinal explícito de que a Petrobras, mesmo investindo pesado no pré-sal, não pretende deixar de lado o pós-sal de suas bacias, que lhe deram as reservas atuais. Reflete ainda uma estratégia da estatal de reforçar sua posição nas bacias de produção tradicional, perante outras petroleiras, principalmente a OGX, do empresário Eike Batista, que vem fazendo sucessivas descobertas de petróleo na Bacia de Campos, além de outras petroleiras que estão explorando áreas vizinhas às da Petrobras.

Mas é o pré-sal que continua a chamar a atenção. Principalmente com as descobertas que a Petrobras vem fazendo no pré-sal de campos produtores do pós-sal da Bacia de Campos, como é o caso de Albacora Leste (anunciada no dia 22 de junho) e Marlim (no dia 4), onde foram encontrados indícios de óleo leve (29º API, em Marlim).

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Obs.:1) considerando aumento de 3,4%a.a. na demanda até 2020 – 2) Em 2020, produção doméstica suprirá 91% do refino – Fonte: Petrobras – PN 2010-2014

Daí os investimentos em exploração. Além dos US$ 12,3 bilhões (US$ 800 milhões do pré-sal e US$ 11,5 milhões do pós-sal) que a empresa pretende gastar em infraestrutura, serão investidos nada menos que US$ 18 bilhões em atividades exploratórias – condição sine qua non de sobrevivência de qualquer empresa petrolífera, que precisa repor com descobertas mais do que extrai de suas reservas. A Petrobras terá maior disponibilidade de sondas de perfuração para águas profundas no mercado internacional, totalizando 26 unidades até 2014 e 53 até 2020, além de 504 barcos de apoio até 2020.

Vamos refinar mais – “Foi mantida a estratégia de expandir a capacidade de refino, buscando o equilíbrio com o crescimento da produção de petróleo, adequando o parque refinador para atender aos níveis de qualidade de produtos requeridos pelo mercado.” Dessa forma a Petrobras fundamentou o volume de recursos que serão aplicados na área de abastecimento, que ficou com a segunda maior receita do PN 2010-2014: US$ 73,6 bilhões, equivalentes a cerca de 33% do total.

Um volume bem maior que no PN anterior, que previa US$ 43,4 bilhões (25% do total) para refino, transporte e comercialização. O abastecimento obteve assim o maior incremento em relação ao plano anterior: 69,5% a mais de recursos para gastar na expansão de sua capacidade de refino, além de fazer frente aos aumentos de custos e de escopo de seus grandes projetos. Segundo a Petrobras, foi de 92% o uso da capacidade instalada de refino no país no primeiro trimestre deste ano, em virtude do aumento expressivo no consumo de combustíveis. Mesmo assim, o processamento de petróleo em 2009, de 1,791 milhão de bpd, ficou abaixo da demanda por derivados, avaliada em 1,931 milhão de bpd. Pelas previsões da companhia, o refino só conseguirá suprir totalmente a demanda local depois de 2014.

Nada menos que 50% do total – portanto, cerca de US$ 36,8 bilhões – será usado na ampliação do parque de refino da estatal, que nesse plano passou a denominar o Comperj como refinaria e não mais como ativo petroquímico. Em torno de US$ 21,4 bilhões (29%) serão aplicados na melhoria da qualidade dos derivados e pouco mais de US$ 8 bilhões, em melhorias operacionais das plantas existentes, algumas delas com mais de cinquenta anos.

Além de ampliações já programadas de unidades existentes, o atual PN prevê recursos para assegurar a entrada em operação da Refinaria Abreu e Lima (Pernambuco – RNEST), da refinaria Premium I e ainda da primeira fase do Comperj, que teve seu projeto básico alterado para ser uma refinaria com capacidade de processar 165 mil barris de petróleo por dia (bpd), gerando principalmente óleo diesel.

Com esses investimentos, a estatal pretende ter capacidade instalada para processar 2,3 milhões bpd de carga fresca no Brasil em 2014 – um aumento de 25,6% em relação à capacidade atual, de 1,831 milhão de barris por dia. No mesmo período, a Petrobras prevê que a demanda de combustíveis deverá crescer 21,9%, passando dos atuais 1,933 milhão de barris para 2,356 milhões de barris.

Para após 2014, essa capacidade será ampliada, com a entrada em operação da segunda etapa do Comperj, para 165 mil bpd também para a fabricação de produtos petroquímicos básicos, além das unidades Premium I e II, que no conjunto elevarão a capacidade instalada para 3,2 milhões de carga fresca processada em 2020.

“Com isso, a Petrobras quer estar preparada para atender ao aumento na demanda de derivados no mercado interno, projetada para quase 2,4 milhões de bpd em 2014 e 2,8 milhões de bpd em 2020”, observou Gabrielli. O desafio do refino é permanente, diante do aumento crescente da produção. Mas que já foi revisto, principalmente em relação ao exterior.

Ao prever novos investimentos no país, a petroleira reviu sua projeção de produção para 2020, que era de 5,729 milhões de barris de óleo e gás equivalente por dia (somando a produção do Brasil e do exterior) e caiu para 5,382 milhões de boe/dia. Segundo Gabrielli, essa redução da projeção “se deve à revisão das metas internacionais, em função da revisão dos investimentos futuros para adequação à atual estratégia de E&P da Petrobras”.

Em termos gerais, o PN manteve as metas de crescimento ao ampliar os recursos necessários para a exploração e desenvolvimento das descobertas na camada do pré-sal e incrementar as atividades no pós-sal. A petroleira pretende alcançar uma produção total (Brasil e exterior) de 3,907 milhões de boe/dia por dia (boe) em 2014 e 5,382 milhões de boe/dia em 2020. A projeção indica um crescimento anual de 9,4% em quatro anos, considerando o que está projetado para este ano, de 2,723 milhões de barris.

Da produção total de petróleo projetada para o Brasil em 2014, de 2,980 milhões de barris, apenas 152 mil barris seriam provenientes dos campos no pré-sal. Estes, até 2020, passarão a produzir 1,183 milhão de barris dos 3,950 milhões de barris de óleo que a estatal espera produzir em terra e mar no Brasil. O gás natural deve alcançar, em 2014, um volume de 623 mil boe/dia, subindo para 1,109 milhão de boe/dia em 2020.

Gabrielli frisou que as metas apresentadas consideram apenas os atuais projetos da carteira e não consideram o potencial de produção proveniente da cessão onerosa, nem outros projetos do novo marco regulatório. Sinal de que esse PN poderá sofrer engorda com a capitalização da estatal.

Química e Derivados, Petrobras - Plano de negócios requer US$ 224 bilhões para ampliar a exploração das áreas do pós e do pré-sal
Obs.: metas não consideram a cessão onerosa aprovada em junho/2010 - Fonte: Petrobras - PN 2010-2014

No exterior, a estatal projeta uma produção de 176 mil boe/dia de petróleo e 128 mil boe/dia de gás em 2014, aumentando para 203 mil boe/dia a produção de óleo no exterior em 2020, quando prevê uma queda para 120 mil boe/dia de gás. Uma projeção alinhada com os investimentos da estatal no exterior, que somam US$ 11,7 bilhões (5% do total), dos quais US$ 10,33 bilhões serão investidos nas atividades de E&P, com foco no desenvolvimento da exploração e produção no Golfo do México (Cascade, Chinook, Saint Malo e Tiber), Costa Oeste da África (Nigéria) e no Peru.

Fertilizantes nos planos – Ainda com a alegação de que é a busca de sinergia com outros ativos, soou de bom alvitre para alguns setores da economia que parte dos investimentos na área de gás e energia contemple novas unidades de fertilizantes. Citando a fase de investimentos em infraestrutura no transporte de gás natural para escoamento da produção e alcance do mercado consumidor – com os gasodutos inaugurados no último ano e nesse primeiro semestre –, o plano prevê para o segmento de Gás e Energia investimentos da ordem de US$ 17,8 bilhões (8% do total, contra 7% no anterior, que reservou US$ 11,8 bilhões para essa área).

“Esses investimentos serão direcionados para consolidar a liderança da Petrobras no mercado brasileiro de gás natural, assegurando flexibilidade para comercialização aos mercados termelétrico e não termelétrico”, afirma a estatal. Com esse intuito, uma parte substancial dos recursos (US$ 5,7 bilhões) será alocada na transformação química do gás natural e na construção de três plantas fertilizantes para a produção de nitrogenados (amônia e ureia).

A previsão da companhia é de que a demanda de gás suba de 46 milhões de m3/dia para 130 milhões de m3/dia até 2014, sendo uma boa parte para queima em termelétricas (53 milhões de m3/dia, dez vezes acima da demanda atual). A indústria deverá receber 41 milhões de m3/dia em 2014, contra os 24,3 milhões atuais, enquanto a produção de fertilizantes, que hoje consome 2 milhões de m3/dia, deverá chegar a 4 milhões de m3/dia. Passarão de 14,4 milhões de m3/dia para 32 milhões de m3/dia os outros usos desse insumo.

A estatal pretende, com a construção de novas plantas de fertilizantes, ampliar de 844 mil toneladas/ano para 1.076 mil t/ano, em 2014, e 2.104 mil t/ano, em 2015, sua produção de ureia, com a entrada em operação de duas unidades: a UFN III, em setembro de 2014, com capacidade para produzir 1.210 mil t/ano, e a UFN IV, em dezembro de 2015, para 763 mil t/ano.
A produção atual de amônia, de 274 mil t/ano, deverá chegar a 298 mil t/ano em 2014, com o início das operações da UFN III, além de outra planta de amônia, programada para dezembro desse ano, para mais 519 mil t/ano do insumo. O presidente da Petrobras afirmou que, com os investimentos no segmento gás-químico, o Brasil se tornará autossuficiente em amônia no período, mas continuará dependendo da importação de ureia para atender à demanda interna. O restante dos recursos do gás será repartido em empreendimentos para expandir a malha de dutos (US$ 5,3 bilhões), gás natural liquefeito (US$ 2,7 bilhões) e geração de energia elétrica (US$ 4,1 bilhões).

Na área de energia, a previsão é de aumentar em 9% a capacidade instalada de geração de energia no Brasil e no exterior até 2014, passando dos 7.227 para 7.892 MW, com a energia gerada por fontes renováveis em crescimento de 137 para 365 MW, aumentando de 5.997 para 6.437 MW a proveniente de termelétricas e cogeração, enquanto a produção no exterior deve se manter por volta de 1.100 MW.

Com foco na ampliação da produção de petroquímicos e de biopolímeros, “preferencialmente por participações societárias, principalmente no Brasil, de forma integrada com os outros segmentos da companhia”, a área de petroquímicos ficou com US$ 5,1 bilhões (5%).

A distribuição (leia-se Petrobras Distribuidora, ficou com apenas 1%, somando US$ 2,5 bilhões, para elevar a liderança a 40% de participação no mercado (hoje tem mais de 38%), enquanto que os biocombustíveis receberão investimentos de US$ 3,5 bilhões, dentro da estratégia da Petrobras de participar da produção de etanol, bem diferente do passado recente, quando somente comercializava esse combustível. Já o corporativo ficou com US$ 2,8 bilhões – menos, diga-se de passagem, que no plano anterior, quando detinha US$ 3,2 bilhões dos investimentos previstos.

COMENTÁRIOS

Química e Derivados, Alberto Machado, Coordenador e professor do MBA gestão de Negócios em Petróleo e Gás da Fundação Getúlio Vargas(FGV), em Niterói-RJ, Petrobras - Comentários
Machado: investimento maior já era esperado pelo mercado

O plano de negócios não surpreendeu o mercado, que já esperava um volume de investimentos não muito superior. “O novo patamar era previsível, pois a Petrobras já vinha sinalizando há algum tempo para esses valores”, afirma Alberto Machado, coordenador e professor do MBA Gestão de Negócios em Petróleo e Gás da Fundação Getúlio Vargas (FGV), em Niterói-RJ.

Segundo ele, os investimentos do setor de petróleo e gás no Brasil não têm como crescer infinitamente. “Esses volumes já estão alcançando os limites de viabilidade de execução, considerando, entre outros, fatores como a disponibilidade de recursos financeiros, outras prioridades da nação, a capacidade de gestão, o nível aceitável do peso do petróleo na pauta de exportações do país, a manutenção da relação produção/reservas e, até mesmo, a viabilidade e o interesse do Brasil na colocação de um volume muito grande de petróleo e derivados no mercado internacional”, pontua Machado, avaliando que os planos futuros deverão manter os patamares do plano 2010-2014.

Quanto ao conteúdo local previsto de 67%, que projeta a contratação de US$ 28,4 bilhões no país, ele salienta tratar-se de uma política de governo e, por esse motivo, esperada e reivindicada pela indústria local. Como diretor-executivo de Petróleo, Gás Natural, Bioenergia e Petroquímica da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq), ele salienta que a expectativa do setor é de que o Plano de Negócios da Petrobras seja cumprido conforme anunciado.

“Projetos postergados com frequência ou a divulgação de planos de compra de equipamentos que não ocorrem conforme o planejado trazem aumento de custos para as empresas que investem, fazem reservas de espaço em suas linhas de produção e contratam empregados, fatores que acabam contribuindo para a diminuição da competitividade das empresas locais”, frisa Machado.

Segundo ele, é necessário também que os percentuais de conteúdo local previstos sejam aplicados em todos os níveis da cadeia de suprimento, por família de itens. “Ao considerar a aplicação do conteúdo local sobre o valor total, são obtidos índices aparentemente adequados, mas que, na verdade, são alcançados com componentes menos representativos em termos de geração de empregos, deixando importantes segmentos industriais alijados do processo”, analisa o diretor da Abimaq.

Química e Derivados, Paulo Godoy, Presidente da Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base(abdib), Petrobras - Comentários
Godoy: falta garantir financiamentos para os fornecedores

Ele defende também a fatia expressiva dos investimentos previstos para as áreas de refino e transporte. “Eles são necessários, embora muitos especialistas critiquem a construção de refinarias voltadas para exportação de derivados pela dificuldade de colocação dos diversos produtos no mercado internacional”, disse.

Impacto econômico – Paulo Godoy, presidente da Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base (Abdib), afirma que a revisão do plano de negócios da Petrobras “aperfeiçoa as estimativas de investimentos necessários para atender a perspectivas de crescimento das atividades de produção da estatal”. Ele lembra que a Petrobras é a empresa que mais investe no Brasil e essa trajetória de crescimento dos investimentos em petróleo e gás se mantém há vários anos.

Por isso mesmo, ele aplaude o plano quinquenal, que prevê US$ 224 bilhões em investimentos, dos quais US$ 212,3 bilhões no Brasil e o restante no exterior. “Isso representa uma média de investimentos por ano de US$ 44,8 bilhões, o que é uma cifra extremamente importante se for realmente efetivada”, avalia.

Godoy destaca a importância dos segmentos de refino, transporte e comercialização terem uma previsão de 30%, neste caso – um aumento de quase 70% em relação ao projetado no plano anterior. “Esses valores refletem certamente as estratégias da Petrobras de adicionar valor à produção dela no Brasil”, observa.

Ele afirma que o impacto econômico dos investimentos da Petrobras é considerável na economia brasileira, estimulando investimentos das indústrias e fornecedores de bens e serviços para os mercados de óleo e gás. “Neste contexto, há ainda o desafio de garantir financiamento suficiente para as atividades, tanto da Petrobras quanto para a indústria de bens e serviços”, ressalva Paulo Godoy.

Química e Derivados, Guilherme Pires de Melo, Diretor de Petróleo e Gás da Associação Brasileira de Engenharia Industrial(Abemi), Petrobras - Comentários
Pires de Melo: quer manter elevado o conteúdo nacional

Diretor de Petróleo e Gás da Associação Brasileira de Engenharia Industrial (Abemi), Guilherme Pires de Melo endossa as palavras de Godoy. “O financiamento é um dos pontos importantes para a execução deste plano de negócios”, afirma. Na avaliação dele, a cessão onerosa e capitalização ajudam neste sentido. “Seria mais um grande desafio considerar um aumento dos investimentos, visto que, pelo atual plano, são mais de 650 projetos de porte a serem desenvolvidos, com importante reflexo em toda a cadeia produtiva do país.”

Para ele, o PN está alinhado ao que a Petrobras havia divulgado em seu plano anterior, considerando grandes investimentos nos segmentos de Abastecimento e, principalmente, de Exploração & Produção. “As metas da Petrobras são arrojadas, com muitos desafios na execução deste plano de negócios e as expectativas para o setor são muito boas”, observa.

Um ponto muito importante para o setor, reafirmado no novo plano de negócios, é a manutenção da política de conteúdo nacional. “Isso é de vital importância para o desenvolvimento de fornecedores de bens e serviços nacionais, incluindo aí a revitalização da indústria de construção naval brasileira”, sublinha Pires de Melo.

Ele observa ainda que um dos embasamentos dos PN da Petrobras é o declínio natural da produção mundial de petróleo. “Os investimentos da empresa são justificáveis, pois haverá uma demanda que não será suprida caso não haja novos investimentos na produção de petróleo mundial.” Segundo ele, esse declínio natural na produção, aliado ao descobrimento e consequente estudo do pré-sal, fez com que o PN 2009-2013 tivesse um grande incremento mesmo sendo um ano de crise. “Se colocarmos em números absolutos, o incremento de 20% do PN 2010-2014 corresponde a quase US$ 40 bilhões. Poucas empresas no mundo têm essa capacidade de investimento”, disse.

Química e Derivados, Paulo Sérgio Galvão, Diretor regional da Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica para o Rio de Janeiro e Espírito Santo(Abinee RJ/ES), Petrobras - Comentários
Galvão: epecistas dificultam negócios com eletroeletrônicos

Quanto ao incremento dos recursos nos segmentos de refino e transporte, Pires de Melo observa que, aliado à necessidade de melhorar a infraestrutura para atendimento dos projetos de E&P, o investimento em refino se deve também ao crescimento do PIB brasileiro e consequente aumento da demanda por derivados de petróleo. “Os principais investimentos da Petrobras em abastecimento serão em novas refinarias e na modernização das existentes, visando o atendimento desta demanda que será gerada bem como agregar valor ao produto”, finaliza o diretor da Abemi.

Diretor regional da Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica para o Rio de Janeiro e Espírito Santo (Abinee RJ/ES), Paulo Sérgio Galvão também espera que o aumento do conteúdo local nos fornecimentos à Petrobras se concretize ao longo de toda a cadeia nacional de fornecedores. “O setor eletroeletrônico, apesar de preparado e competitivo em relação aos sistemas que pode fornecer (automação, instrumentação, medição fiscal, telecomunicações e elétrico), ainda encontra barreiras nos epcistas, estaleiros, integradores e operadoras”, destaca.

Ele observa que os números anunciados no plano estratégico anterior (2009/2013) é que foram surpreendentes e estimulantes em face da crise. “Os 20% de incremento no atual não surpreendem, mas são significativos e demonstram a intenção clara de continuidade nos investimentos”, analisa. Galvão vê como positivo o aumento significativo dos recursos no abastecimento (principalmente refino e transporte). “Como implicarão modernização/flexibilização do refino, vão gerar melhor rendimento no processamento e na qualidade”, avaliou.

A única ressalva do dirigente é quanto à necessidade de uma discussão mais ampla sobre o pré-sal. “Apesar de poder representar um novo paradigma para a indústria de petróleo, com grandes implicações na economia nacional, o público externo ainda não tem muitas informações, o que dificulta o debate e o melhor entendimento da importância dessas descobertas”, criticou.

O plano era previsível, na opinião de Armando Guedes Coelho, presidente do Conselho de Energia da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), possuidor de extensa folha de serviços no setor de petróleo, inclusive na Petrobras, que presidiu. “O PN 2010-2014 confirma algo que estava previsto”, afirma, acrescentando que é um programa de investimento expressivo e de grande importância para o Rio de Janeiro. “A Petrobras não poderia ter feito um investimento maior e isso não tem nada a ver com a crise internacional, e esse volume de investimentos no Brasil é muito grande, é espetacular”, afirma o dirigente.

Como especialista no setor de petróleo, ele considera importante adequar as refinarias para gerar produtos de melhor qualidade para fins de exportação, mas faz uma ressalva. “É saudável preparar o parque de refino. Exportar petróleo é mais fácil que exportar derivados, que demandam uma cadeia produtiva completa. Na minha visão, precisamos ter essa infraestrutura consolidada e não apenas buscar as exportações em função do maior valor agregado”, recomendou.

Química e Derivados, Armando Guedes Coelho, Presidente do Conselho de Energia da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro(Firjan), Petrobras - Comentários
Coelho: ampliação do refino deve suprir indústrias a jusante

Cessão onerosa e capitalização – Para o professor Mauro Calil, do Centro de Estudos e Formação de Patrimônio Calil&Calil, o plano é exeqüível, mas apresenta alguns fatores a serem avaliados e que vão além da Petrobras. “O desafio tecnológico do pré-sal parece ter sido transposto, visto os resultados dos projetos implementados até agora”, afirma, observando que há outros aspectos a considerar, principalmente quanto ao setor siderúrgico, que atende a uma forte demanda tanto do setor de óleo e gás como de infraestrutura.

“Os empresários do setor de aço estão cautelosos e, alguns, preocupados com o excesso de demanda decorrente dos projetos do pré-sal, indústria naval, olimpíada e copa 2014, que podem provocar a falta de aço no mercado interno”, alerta. “Se isso ocorrer, a construção de plataformas, navios e dutos pode ficar comprometida. Ou seja, mais uma vez o gargalo é a infraestrutura”, disse.

Administrador de empresas e membro do Instituto Nacional de Investidores (INI), referência em educação e orientação para investimentos, Mauro Calil analisa com cautela o fato de a Petrobras não ter feito um incremento maior no programa de investimentos. “Frustrações não costumam ser perdoadas pelo mercado”, lamentou.

Química e Derivados, Mauro Calil,Administrador de empresas e membro do Instituto Nacional de Investidores(INI), Petrobras - Comentários
Calil: o gargalo da infraestrutura ainda não foi resolvido

“No longo prazo, a cotação de um papel tende a acompanhar o desenvolvimento da empresa. Se a empresa cresce, deve-se esperar o mesmo com suas cotações em bolsa, porém isso não ocorre, nunca ocorreu nem ocorrerá em uma linha reta, mas com momentos de altos e baixos”, avalia o professor, para quem a Petrobras acertou ao adiar para setembro a sua capitalização, aprovada no Congresso Nacional e sancionada pelo presidente. “O motivo mais importante desse adiamento, que a meu ver é positivo, se refere à capitalização do Banco do Brasil, que ocorria na mesma época. Portanto, evitou-se a coincidência e a concorrência por recursos do mercado entre duas empresas do mesmo controlador”, destaca Calil. Segundo ele, o investidor terá mais dados sobre os projetos do pré-sal e, portanto, melhores condições de avaliação de oportunidades e riscos. “Para a empresa a capitalização é sempre boa, afinal é uma injeção de dinheiro. Já o investidor deve estudar muito antes de tomar sua decisão”, recomenda.

Com a capitalização, que será feita por meio de uma oferta pública de ações, a Petrobras pretende arrecadar recursos para viabilizar o financiamento do seu plano de negócios, manter saudáveis os níveis de alavancagem da empresa e pagar a cessão onerosa. Segundo a estatal, o adiamento da oferta pública se deu por ter a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) informado que o laudo que subsidiará a União na negociação referente ao valor da cessão onerosa deverá ser emitido por uma empresa certificadora em agosto de 2010.

A cessão onerosa de direitos prevê que a União poderá ceder à Petrobras o direito de exercer atividades de E&P, por sua conta e risco, em determinadas áreas do pré-sal, sem licitação, no limite de até 5 bilhões de barris de petróleo e gás natural. Daí a necessidade de uma certificação, para definição do valor do barril. Pela lei sancionada, o pagamento da Petrobras ao governo poderá ser feito por meio de títulos da dívida pública mobiliária federal, cujo preço será fixado segundo o valor de mercado.

Química e Derivados, Sonia Angel, Advogada, Petrobras - Comentários
Sonia não vê motivos para mudar o modelo atual de concessão

Para o professor Mauro Calil, a cessão onerosa é polêmica por configurar um “caminho intermediário entre a total privatização e a total estatização”. Ele lembra, contudo, que os recursos do subsolo brasileiro pertencem à União. “Essa é a lei, ou seja, se no meu quintal for descoberto petróleo, ele não é meu. O mesmo ocorre com água mineral. Mas ninguém discute o modelo de água mineral, ninguém quer ver uma estatal de água mineral”, observa.

No passado, somente o estado podia transacionar com ouro, pois era deste metal que se faziam os meios circulantes ou se criava lastro para eles. “O caso é que o custo de se extrair petróleo é infinitamente maior que outros recursos minerais, sem contar as questões estratégicas”, pondera. “Isso sim acabará por exigir mais atenção e uma regulamentação mais cuidadosa. Quanto ao risco, a União não tem risco nenhum. Cede os direitos de exploração e recebe dinheiro por isso”, pontua Mauro Calil.

A advogada Sonia Agel, ex-procuradora da ANP e uma das “mães” do marco regulatório brasileiro, frisa que a cessão onerosa só faz sentido se considerada no contexto do novo modelo legal proposto pelo governo (partilha da produção), no qual a Petrobras terá a obrigação legal de participar (mínimo de 30%) e de operar todas as áreas do pré-sal e mais as que forem consideradas estratégicas pelo Governo, além de poder ser contratada direta e exclusivamente, sem licitação, para tanto.

“Essa obrigação legal será um enorme e desnecessário desafio para a empresa e a cessão aprovada não será suficiente para a sua adequada capitalização. A contratação direta da Petrobras, sem licitação e a exclusividade de operação atribuída a ela, significa quebra das regras existentes e poderá despertar questionamentos constitucionais”, alerta ela, que hoje integra o escritório Schmidt, Valois, Miranda, Ferreira & Agel Advogados.A especialista afirma que o modelo de concessão vigente já dá todas as garantias necessárias à exploração do pré-sal e o edital de licitação pode ser adaptado para fazer frente a eventuais peculiaridades dos blocos envolvidos (risco exploratório). “Não há a menor necessidade de se introduzir um novo modelo contratual (a partilha) e nem de se outorgar privilégios à Petrobras, que já tem a competência técnica necessária para competir em igualdade de condições com qualquer empresa internacional, inclusive na captação de parceiros e recursos financeiros”, afirma. “Vale notar que o grande desenvolvimento da Petrobras se deu justamente após a edição da Lei do Petróleo, que introduziu competitividade na indústria.”

 

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