BRASÍLIA e RIO – A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, reforçou nesta quinta (27/2), durante a apresentação de resultados de 2024, que irá aumentar o ritmo de investimentos da companhia, para recuperar atrasos, com foco em entregas de projetos dentro do prazo.
As ações da companhia recuaram após o balanço do ano passado demonstrar um aumento de investimentos acima do projetado pela própria companhia.
A executiva bancou a estratégia: “a Petrobras é uma tremenda geradora de caixa, ninguém pode ter dúvidas disso, o que nós estamos entregando é um caixa grandioso”.
A Petrobras lucrou R$ 36,6 bilhões no ano, uma queda de 70% em razão do prejuízo de R$ 17 bilhões no quarto trimestre.
Atribui perdas da ordem de R$ 34 bilhões a “eventos exclusivos”, que de fato estão fora do controle da companhia: desvalorização do real, do Brent e perdas de margem na venda de diesel (redução do crack spread).
Sem esse efeito, que inclui o pagamento de acordo tributário de R$ 2,7 bilhões com a União, o lucro seria no ano seria de R$ 103 bilhões, queda de 20%.
O que chamou a atenção de investidores, contudo, foi a aceleração dos investimentos, que superaram em 15% o projetado para o ano, atingindo US$ 17 bilhões, 31% a mais que 2024. As despesas operacionais subiram de R$ 79 bilhões para R$ 105 bilhões (+34%).
Atrasos em FPSOs novos, mais gastos com obras
A estatal encontra dificuldades para tornar atrativos alguns projetos e amarga atrasos na contratação das plataformas de Sergipe (SEAP 1 e 2) e, na Bacia de Campos, de Barracuda e Caratinga, de Albacora e a P-86, no campo de Marlim.
A diretora de Engenharia, Renata Baruzzi, confirmou o cancelamento da licitação de plataforma para Barracuda e Caratinga. Na nova licitação, tentará o modelo BOT (sigla em inglês para construir, operar e transferir).
“Quando nós refizemos o nosso planejamento estratégico, já incorporamos esses insucessos [na licitações]. A gente está com o P-86 na rua [concorrência aberta], Albacora Leste, estamos aguardando a autorização do parceiro”, explicou a executiva.
A presidente da companhia, Magda Chambriard, disse que a alteração em SEAP é importante e pode dar mais atratividade ao projeto. A alteração prevê que o vencedor do edital da primeira plataforma possa oferecer também a segunda. “Se tudo der certo, a gente recupera o atraso”, afirmou.
Por dificuldade no financiamento, a Petrobras também optou pelo modelo BOT em SEAP 1 e 2. A estatal vem tentando contratar as duas unidades há três anos, sem sucesso.
Por outro lado, segundo a Petrobras, foram antecipadas despesas que seriam feitas em 2025, especialmente na construção de plataformas de Búzios – uma forma de acelerar o cronograma dos projetos, segundo a empresa.
Um dos projetos que teve o cronograma antecipado foi a entrada em produção do FPSO Maria Quitéria, do campo de Jubarte, no pré-sal da Bacia de Campos. O início da operação estava previsto para 2025, mas ocorreu em outubro de 2024.
Outro, foi a chegada ao Brasil do FPSO Almirante Tamandaré, antecipada para 2024. A unidade iniciou a produção no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, este mês.
Chambriard também atribuiu à greve de servidores do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) parte do impacto negativo da companhia.
A paralisação da categoria, em meados de 2024, durou quase três meses e travou o licenciamento ambiental. À época, servidores de agências reguladoras, incluindo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) também estavam em operação padrão, utilizando o prazo máximo para a conclusão de processos administrativos.
A estimativa da presidente é que a greve tenha impactado numa redução de 208 mil barris por dia. Associado a isso, no ano passado também houve manutenções nas plataformas que resultaram em paradas programadas, impactando a produção.
Indefinição na Foz do Amazonas
Matérias do Globo e da Folha de S. Paulo, publicadas nesta quinta (27/2), afirmam que áreas técnicas do Ibama já elaboraram um novo parecer contrário, mas mantido em sigilo, com uma nova recomendação contrária à exploração da Foz do Amazonas.
Segundo os executivos da Petrobras, não consta nada de novo no processo e a companhia não tem detalhes sobre o parecer. “Nem o Ibama tem [o parecer técnico]. É alguma coisa que surgiu na mídia, não sei com que intenção, mas nós procuramos saber e isso sequer consta no sistema do Ibama”, disse Chambriard.
“A área, vamos dizer assim, responsável é a diretoria de licenciamento. Então, a gente não sabe o que está nesse posicionamento técnico, até porque ele não está no sistema (…) Estamos confiantes de que nós estamos atendendo integralmente os manuais do Ibama”, completou a diretora Clarice Coppetti.
De fato, não há nenhuma nova movimentação no processo, ao menos nos documentos que são publicados pelo Ibama. Em outro, analistas ambientais do órgão voltaram a recomendar o arquivamento do licenciamento.
O presidente do Ibama, Rodrigo Agostinho, rejeitou a recomendação, mantendo a discussão de pé. A Petrobras decidiu construir uma base de resposta a eventuais incidentes no Oiapoque (AP), mais próxima da área de exploração no Amapá, e fez um pedido de reconsideração.
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Menor rentabilidade com combustíveis
O lucro da Petrobras despencou no segmento de refino, petróleo e comercialização, levando a um prejuízo de R$ 1 bilhão no quatro trimestre, frente a um lucro de R$ 3,5 bilhões no mesmo período do ano passado.
Em 2024, o segmento fechou com um lucro de R$ 6,7 bilhões, 56% menor frente aos R$ 15 bilhões de 2023.
O ano foi marcado pelo congelamento dos preços da gasolina e do diesel. Em cenário de maior pressão inflacionária no Brasil, com desvalorização do real, a Petrobras praticou um preço 4,6% menor no mercado interno. Os derivados básicos foram vendidos a R$ 481,80 por barril, frente a R$ 505,20 em 2023.
“O volume de vendas foi menor, principalmente de diesel, em função do aumento do teor de mistura obrigatória de biodiesel no óleo diesel tipo B e do aumento das importações por terceiros originadas, principalmente, da Rússia, e gasolina, refletindo a recuperação da participação do etanol hidratado em relação à gasolina C em veículos flex-fuel”, explicou a companhia.
Magda Chambriard bancou a estratégia, afirmou que o conselho de administração da companhia está satisfeito com os preços praticados e a Petrobras monitora de perto a sua participação de mercado.
“Tudo isso faz parte desse preço que a gente pratica. Então, não adianta chegar e dizer assim: ‘olha, eu vou cobrar 200 dólares por barril pelo diesel’. Ninguém vai comprar. Então, a gente presta muita atenção nisso”, disse.
A perda de quase R$ 10 bi no segmento vem na esteira de uma pressão constante contra a Petrobras em razão de seu papel como formadora de preços. No passado, especialmente no segundo governo de Dilma Rousseff, a disparada do dólar pesou nos balanços da companhia.
Ao praticar preços abaixo da paridade internacional, a companhia pressiona concorrentes que são importadores e o mercado doméstico de etanol hidratado, que concorre com a gasolina.
“Temos certeza que o que nós estamos praticando gera valor para a companhia, gera valor para a sociedade porque reduz instabilidade.E instabilidade [gera] insegurança para a Petrobras, para os investidores, para o mercado”, afirmou a presidente. “E o lado seguro tem entregue o retorno desejado pelos investidores”.
Fertilizantes em Sergipe, Bahia e Paraná
Dois projetos estão em curso para o retorno da Petrobras à produção de fertilizantes no Brasil:
- Um acordo com a Unigel para retomar a operação nas plantas de Camaçari (BA) e Laranjeiras (SE). As fábricas são da Petrobras e foram arrendadas pela Unigel.
Agora, após uma primeira tentativa ser barrada pelo Tribunal de Contas da União (TCU), as companhias negociam um contrato de industrialização – Unigel produz a serviço da Petrobras. Ainda precisa passar pelo conselho; previsão é concluir o acordo neste primeiro semestre. - Em maio, a Petrobras espera concluir as obras em Araucária (PR), planta que foi desativada no governo anterior. O orçamento foi aprovado em 2024 e os trabalhos de manutenção estão em curso.
“Temos alguns outros negócios, certamente, e discutindo com algumas empresas, com os possíveis parceiros também na área de fertilizantes”, disse o diretor William França.
Sobre a Unigel: “tem que ter VPL positivo, para que a gente possa entrar no negócio. Então, no caso da Unigel, também estamos conversando e estamos próximos de fechar um acordo para que a gente volte a operar as duas plantas”
A Petrobras também assinou um acordo com a Yara, para uma parceria em Araucária. Envolve o fornecimento de ureia pela Yara, para fabricação do Arla 32 na Ansa, com posterior comercialização pela Yara.
Em 2024, o conselho da Petrobras anunciou investimentos de R$ 870 milhões para retomada da operação da Ansa em 2025; e de R$ 3,5 bilhões para conclusão das obras e início da operação em Três Lagoas, em 2028.
3,7 GW para o próximo leilão de potência
A Petrobras também reforçou o interesse em contratar seu parque termelétrico a gás natural no próximo leilão de reserva de capacidade, previsto para junho. A companhia tem 2,9 GW disponíveis para a concorrência e projetou outros 800 MW no Rio de Janeiro que demandam a construção de uma térmica nova.
É um leilão para atendimento aos requisitos de potência do Sistema Interligado Nacional (SIN), que dão vantagens à Petrobras, em razão de já possuir térmicas totalmente ou em boa parte amortizadas e produzir gás natural.
“Esse leilão de capacidade é fundamental para a Petrobras e para o país em questão de segurança energética”, disse o diretor Maurício Tolmasquim.
Com a maior geração fotovoltaica e distribuída, as térmicas têm sido acionadas para fazer o atendimento a rampa de consumo, cada vez mais íngreme. O consumo cresce à medida que a solar sai da geração ao longo do dia.
“Uma certa hora, você tem um pico de demanda e esse pico de demanda, e a Petrobras tem sido um agente muito confiável no sistema”.
Além das térmicas existentes, a Petrobras pretende construir de 400 MW a 800 MW (duas unidades geradoras) no Boaventura, novo nome do antigo Comperj, em Itaboraí, no Rio de Janeiro. É onde chega o gás do Rota 3, produzido no pré-sal.
“É importante o investimento em térmicas modernas, de ciclo aberto, para poder entrar rapidamente [quando despachadas]”, explicou o executivo
