Em teleconferência, Petrobras detalha resultados financeiros e operacionais e antecipa expectativa em torno da assinatura do aditivo

Por Claudia Siqueira   

A Petrobras e os ministérios de Minas e Energia e de Economia assinarão, nos próximos dias, o aditivo do contrato da cessão onerosa. A informação foi antecipada na sexta-feira (25/10) pelo diretor de E&P da petroleira, Carlos Alberto Oliveira, durante teleconferência sobre o resultado financeiro da companhia no terceiro trimestre.

Os termos do aditivo contratual da cessão onerosa foram aprovados pelo Conselho de Administração em maio. Na quinta-feira (24/10), o colegiado aprovou ajustes no texto, tendo em vista as diretrizes determinadas pelo MME na Portaria n° 265 (junho/2019).

A recomendação do CA da petroleira é que o aditivo, que prevê o ressarcimento à Petrobras de US$ 9,058 bilhões, seja firmado até a próxima quinta-feira (31/10),  antes da realização do leilão do excedente da cessão onerosa, marcado para o dia 6 de novembro.

Em coletiva de imprensa realizada no mesmo dia, a diretora Financeira e de Relacionamento com Investidores da Petrobras, Andrea Almeida, afirmou que pretende usar os R$ 34 bilhões que receberá da União pelo aditivo contratual. “O dinheiro proveniente do aditivo do contrato a gente pretende, sim, usar no leilão agora no dia 6 de novembro. Integralmente”, disse a jornalistas.

Indicadores do trimestre

No terceiro trimestre, a Petrobras alcançou a marca de 808 mil boed produzidos somente com as sete últimas unidades de produção colocadas em operação no pré-sal da Bacia de Santos e no pós-sal de Campos. Nove poços entraram em operação no período, e a meta é interligar, até o final do ano, outros sete poços produtores.

O foco no trabalho de ramp-up fez com que as plataformas P-74, P-75, P-69 e P-76 seu topo de produção em 2019. O ramp-up da P-76 foi feito em tempo recorde de 7,7 meses.

A produção total da petroleira atingiu recorde mensal no terceiro trimestre, atingindo a marca de 3 milhões de boed, além de novo recorde diário de 3,1 milhões de boed — ambos alcançados em agosto. O resultado assegurou crescimento de 19% em relação aos dois primeiros trimestres do ano e de quase 15% na comparação com o mesmo período de 2018.

Os indicadores foram impulsionados pelo crescimento da extração no pré-sal, sobretudo nos campos de Búzios e Lula. A produção na província fechou com  recorde diário de 2,5 milhões boed e mensal de 2,3 milhões de boed.

O crescimento da produção permitiu à Petrobras reduzisse o volume de petróleo importado no período em 19%. Por outro lado, a exportação de óleo saltou de 416 mil b/d para 583 mil b/d.

O custo médio de extração da Petrobras ficou em US$ 9,7/barril no geral e em US$ 5/barril no pré-sal, ante o valor de US$ 14,2/barril no pós-sal. A expectativa em relação ao pré-sal — onde a P-68 começará a produzir até o final de dezembro, no campo de Berbigão — é manter o mesmo patamar no quarto trimestre, com valor de US$ 5/barril a US$ 6 barril, enquanto, no pós-sal, a meta é fechar o ano com custo de US$ 13/barril a US$ 14/barril.

Campos e BM-S-11

A Petrobras investirá US$ 21 bilhões na Bacia de Campos, no período de 2019 a 2023 para sustentar a produção, mantendo o nível de 1 milhão de boepd. Entre as atividades previstas para a área está a perfuração de 87 poços voltados a projetos complementares. Recomposições mais expressivas da produção local, segundo o diretor de E&P, não ocorrerão antes de 2024.

O Ebitda no segmento de E&P aumentou 2% no terceiro trimestre, atingindo R$ 32,1 bilhões, alavancado pelo ramp-up de poços nas novas plataformas de produção.

Sobre a controvérsia com a ANP em torno da parcela de Participação Especial (PE) referente à produção nos campos do bloco BM-S-11, Carlos Alberto Oliveira afirmou que, desde julho, o pagamento vem sendo feito em juízo por decisão do STJ.

Estratégia

Andrea Almeida ressaltou que a Petrobras seguirá agregando valor na produção de óleo e gás, com o progresso dos desinvestimentos terrestres e em águas rasas, assim como pela recomposição dos ativos exploratórios de águas profundas e ultraprofundas e investimentos no desenvolvimento da produção do pré-sal.

A executiva voltou a destacar o novo posicionamento estratégico da companhia, focada na meta de ser a melhor empresa de energia na geração de valor para o acionista, com foco em óleo e gás, segurança, respeito às pessoas e ao meio ambiente.

Investimentos e desinvestimentos 

Os investimentos da Petrobras nos nove primeiros meses de 2019 somaram US$ 9,6 bilhões, o que, para Andrea Marques, assegura trajetória convergente com a nova meta anunciada de US$ 10 bilhões a US$ 11 bilhões para todo o ano. O fluxo de caixa fechou o terceiro trimestre em R$ 32,8 bilhões, volume recorde alcançado sobretudo pela transação de antecipação do recebimento de dividendos da Eletrobrás, no valor de R$ 8,4 bilhões — referentes a uma dívida que venceria até 2025 — e pela venda das ações da BR Distribuidora.

Os desinvestimentos no ano garantiram, até o momento, US$ 15,3 bilhões em transações concluídas e assinadas, sendo que US$ 13,3 bilhões já foram integrados ao caixa da companhia.

A dívida da petroleira ficou fixada em US$ 90 bilhões, representando uma redução de US$ 11 bilhões na comparação trimestral anterior. O custo da dívida ficou em 5,9%, enquanto o prazo médio foi alongado de 10 anos para 10,42 anos.

A executiva assinalou que , no futuro, em caso de lucro e quando o endividamento bruto estiver igual ou superior a US$ 60 bilhões, a companhia poderá distribuir aos acionistas 60% da diferença entre o fluxo de caixa operacional e os investimentos. Se a dívida bruta permanecer superior a US$ 60 bilhões, a distribuição de dividendos continuará sendo feita no patamar mínimo obrigatório. O Ebtida da companhia foi reduzido de 2,69 vezes para 2,58 vezes.

Gás natural

Sobre o segmento de gás natural, a diretora de Refino & Gás Natural da petroleira, Anelise Quintão, registrou que a entrega de gás nacional subiu de 49 milhões de m³/d para 52 milhões m³/d, enquanto o volume de GNL importado passou de 8 milhões m³/d para 14 milhões m³/d. O maior despacho térmico fez a demanda crescer de 70 milhões de m³/d para 79 milhões m³/d.

A demanda atual de gás já superou o patamar de 80 milhões m³/d, com as importações da Bolívia atingindo 31 milhões de m³/d.

Anelise destacou ainda o recente acordo de cooperação com a Equinor na área de gás natural e a decisão estratégica de deixar a distribuição e o transporte, mantendo foco apenas na produção e na comercialização do energético.

Fonte: Revista Brasil Energia