Com mais de R$ 600 milhões em caixa e depois de encerrar um ano com lucro pela primeira vez, a PetroRio (a ex-HRT) estipulou “uma meta agressiva” de crescimento e quer produzir, em meados de 2017, 100 mil barris/dia, de acordo com o Blener Mayhew, a frente da companhia desde o ano passado. A ideia é aproveitar a deterioração do Brent e ir às comprar no Brasil e exterior.

Mayhen assumiu a liderança da PetroRio em agosto de 2015, acumulando as diretorias de Novos Negócios, Financeira e de Relação com Investidores. Nesta quinta-feira (24/3), o executivo apresentou o resultado anual da companhia que lucrou R$ 100 milhões, ante um prejuízo de R$ 1 bilhão ano passado.

O executivo afirmou que a PetroRio está buscando adquirir novos campos. Atualmente, há quatro negociações em andamento, inclusive com a Petrobras “em fase avançada de negociação”, mas há chance de a companhia voltar a buscar ativos no exterior.

“A PetroRio não vai depender unicamente de ativos da Petrobras”, afirmou Mayhew que diz olhar ativos na Argentina, Colômbia, Peru e Paraguai e citou que ainda há a possiblidade de aguardar o amadurecimento do plano desinvestimento da Shell, anunciado após a compra da BG.

Em 2015, a companhia fez uma limpa em seu portfólio que ainda era da época da HRT, concluindo a venda de suas participações em blocos no Solimões para a Rosneft, encerrando as licenças de exploração na Namíbia, encerrando a atividade em escritórios em Manaus, na África, no Canadá e nos Estados Unidos.

Esses e outros cortes de custos colaboraram para a PetroRio encerrar o ano com R$ 497 milhões em caixa, 10% a mais do que em 2014, e que sobe para R$ 619 milhões com R$ 25 milhões de estoque de óleo que passou para 2016 e R$ 97 milhões de ressarcimento pelo cancelamento da compra de Bijupirá e Salema.

Mayhew confirmou que os custos de abandono foram o motivo para o fim do negócio com a Shell, que tinha 80% dos ativos e ao cancelar a venda fez com que a PetroRio também suspendesse o acordo de compra dos 20% restantes com a Petrobras.

O problema foi a falta de acordo entre as empresas e a ANP quanto ao que deveria ser reservado para bancar a desativação, afirmou Mayhew. A agência estimou os custos em R$ 460 milhões, enquanto a Shell chegou em R$ 200 milhões e a PetroRio, em R$ 160 milhões. “Foi muito frustrante porque a ANP foi irredutível”, afirmou.

Além do peso do compromisso para a PetroRio (as garantias têm que ser antecipadas), a ANP entende que o maior sempre tem que cobrir o menor em caso de venda de campos, então as empresas que queriam vender os ativos também precisariam alocar recursos para pagar a desativação futura.

“Até falamos que [o cancelamento do farm-in de] Bijupirá e Salema acabou sendo um bom negócio porque o múltiplo de reservas que vemos hoje é muito melhor”, ponderou o executivo.