São Paulo – A Petrobras disse que a sua nova diretriz de preços não confere poder de veto ao conselho de administração da companhia em relação à política de preços, nem altera a forma em que ela é operacionalizada, apenas confere uma camada adicional de supervisão.
Não há poder de veto pelo conselho com a nova diretriz, disse Salvador Dahan, diretor de governança e conformidade. Ela cria uma nova camada de supervisão pelo conselho, o que já era feito, mas passa a ser formalizado. Do ponto de vista prático, não há alteração operacional, que segue sob competência da diretoria executiva, mas agora, o conselho tem a função adicional de complementar essas práticas, comentou o executivo, durante a videoconferência de resultados do segundo trimestre da companhia.
A nova camada só robustece a nossa governança, pois garante o bom andamento das práticas e agora com mais uma camada de supervisão, o que gera mais valor para a companhia, acrescentou Salvador, em resposta sobre quais os benefícios da nova diretriz.
O diretor Executivo de Comercialização e Logística, Cláudio Mastella, também reforçou que não houve mudança na governança nem no estatuto da Petrobras com a nova diretriz e que, no curto prazo, nada muda na prática.
A diretoria da Petrobras também disse que busca a paridade continuamente, sem fazer reajustes diários, mas buscando competitividade. “A busca da paridade é contínua, fazemos isso ao longo do ano, monitoramos todo o mercado, não só no final do ano. Dado que temos um planejamento anual é natural que haja uma expectativa e daí por que fazemos a comparação anual. O objetivo é ter preços competitivos para o mercado sem repassar a volatilidade para o mercado interno, o que entendemos como um valor para os nossos clientes”, explicou Mastella.
Em relação à diferença de preços informados pelos importadores, o executivo disse que os preços divulgados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para a gasolina A são uma boa referência. Cada importador tem preços diferentes, esse é o principal ruído em termos de comunicação, comentou.
Para o segundo semestre, Mastella disse que é difícil fazer um panorama de preços, mas que o cenário esperado é de manutenção, especialmente no diesel, de ficar no mesmo nível ou até mais forte, por conta do inverno no hemisfério norte a menos que uma forte recessão aconteça, o que não parece que irá acontecer. “As paradas programadas das refinarias serão mantidas para o funcionamento seguro das operações”, acrescentou.
Mastella disse que ainda enxerga desafios ao fornecimento de diesel por conta do aumento da demanda no segundo semestre, guerra na Ucrânia, furacões no Caribe e paradas programadas de refinarias no Brasil, mas que houve evoluções. “Avaliamos nosso nível de estoque e antecipamos alguns pedidos de combustível no exterior, da mesma forma que fazemos com o petróleo estamos fazendo com os derivados, como é o caso do diesel”, disse o diretor.
PARADAS PROGRAMADAS
Rodrigo Costa Lima e Silva, em relação ao nível de utilização das refinarias, complementou dizendo que as campanhas têm prazos de cinco a seis anos, com foco em segurança, mas consideram demanda, carteira de produtos, que oscilam ao longo do ano. Considerando todas essas variáveis, observamos o segundo semestre com utilização de 99%, 94% das refinarias. Se considerarmos o impacto das paradas, a utilização cai para 85%, aproximadamente. Vamos buscar saturar as unidades de conversão dentro dessas taxas por conta das paradas programadas, disse o diretor de refino.
No segundo semestre, estão programadas paradas na Replan (43 dias, em agosto e setembro), Abreu Lima (28 dias), Regap (agosto e setembro), Repar (em outubro e novembro 43 dias na destilação e 15 dias em hidrotratamento), nas quais já está contemplado dentro dos percentuais de utilização informados, detalhou Silva.
Em plataformas, estão previstas 28 paradas em 60 plataformas, que estão definidas dentro da nossa previsão de produção, garantiu Fernando Borges. As 60 plataformas têm capacidade de produzir 3,6 milhões de barris de óleo equivalente. Assim como o carro para para manutenção, as plataformas também tem uma programação para atendimento às normas de segurança, troca de filtros”, observou.
DIVIDENDOS
A Petrobras disse que mesmo com um cenário mais desafiador para o próximo trimestre, a companhia está confortável em termos financeiros e deve manter sua programação de pagamento de dividendos sem comprometer seu caixa, afirmou Rodrigo Araújo Alves, diretor financeiro e de relações com investidores da Petrobras, na videoconferência de resultados da companhia realizada nesta sexta-feira.
A Petrobras trabalha com nível ótimo de caixa na faixa de US$ 8 a 10 bilhões, tem as revolvings [linhas de crédito compromissadas] que trazem liquidez adicional com custo baixo e protegem a sustentabilidade da companhia, que está abaixo da faixa de endividamento. Em um cenário desafiador de preços e mercado, trabalhamos num nível confortável, comentou o executivo.
Em relação às próximas distribuições de dividendos, o diretor disse que a companhia faz uma análise de risco para os próximos quatro meses, considerando como premissa básica o cumprimento da fórmula (distribuir 60% do fluxo de caixa livre), mas que é difícil prever o que vai acontecer com precisão nos próximos trimestres. “Temos nosso compromisso de distribuir 60% do fluxo de caixa livre. A fórmula se ajusta a potenciais mudanças no cenário, como mudanças de preço no cenário externo, então, quanto a isso a companhia está bastante confortável e fará os ajustes necessários de forma responsável”, disse.
Em relação aos processos de desinvestimento em andamento, o executivo disse que além de fazer o relançamento, a Petrobras tem que mostrar para o mercado que está tomando as medidas necessárias para que evoluam, mas que não há uma obrigação para que eles sejam concluídos. Ele também disse que não há mudanças no radar em relação ao que foi definido nos teasers dos projetos, como separar ativos, e que para isso seria necessário reiniciar os processos.
CUSTOS DE EXTRAÇÃO
O diretor de desenvolvimento e produção da Petrobras, João Henrique Rittershaussen, disse na videoconferência de resultados do segundo trimestre que há 11 FPSOs (sigla para plataforma flutuante de produção, armazenamento e transferência) em fase de produção e podem contratar outras unidades, que estão em negociação e que a companhia busca contratos de longo prazo para mitigar custos.
“Junto com as unidades de Búzios, esses processos marcam a contratação de unidades próprias pela Petrobras. As unidades que entrarão em produção nos próximos cinco anos serão responsáveis por 60% da produção da Petrobras. Avaliamos os prós e contras das duas opções de contratação (própria ou externa) e buscamos não sobrecarregar o mercado com nenhuma das duas opções e avaliar os melhores custos para a companhia”, explicou o executivo.
Em relação ao aumento de custos de suprimentos para as plataformas, para 2023, a Petrobras já está com 80% contratado e, para 2024, com 70% dos contratos assinados. “No curto prazo estamos bem “hedgeados” quanto ao aumento de custo. Para longo prazo, teremos que fechar outros contratos e, com o prazo maior, teremos mais tempo para mitigar os riscos de contratação. Vamos fazer um trabalho estratégico para mitigar esses riscos. Temos contratos para Sépia, Búzios e estamos trabalhando com contratação de suprimentos, mas temos condições de mitigar os riscos do prolongamento da guerra e do mercado em oferecer suprimentos”, disse Rittershaussen.
Segundo o executivo, a oscilação nos preços de mercado tem ocorrido no mundo inteiro e que a companhia tem flexibilidade para tentar atenuar e amortecer esses efeitos no curto prazo. Em sondas, temos observado muita elevação nas taxas diárias, devido ao aumento da operação de entrada e retirada dos equipamentos. Mas os efeitos devem demorar para chegar nos preços, afirmou.
Em relação ao custo de extração (lifting cost), a previsão para os próximos meses é de US$ 6 por barril, no pré sal US$ 8 por barril e US$ 4 no pós sal, mas que o valor ideal a ser considerado é observar o custo de produção no Brasil. O lifting cost não é ideal, pois não reflete o custo de produção no Brasil, que é de US$ 42 por barril, que incorpora os royalties e a depreciação dos investimentos feitos, comentou Fernando Borges, diretor de exploração e produção da Petrobras.
O diretor de desenvolvimento e produção também comentou que a Petrobras pode ter novidades na extração de óleo no próximo bimestre em uma FPSO que usa linhas flexíveis, como as utilizadas nos campos do pré e pós-sal.
A previsão de entrada da operação do Campo de Búzios é em 2023. Mesmo se pudéssemos chegar com a FPSO antes, temos que instalar o duto de barcos rígidos antes, então não tem como antecipar o óleo. Já para as FPSOs Anna Nery, Anita Garibaldi e 21 temos boas perspectivas de sair nos próximos dois meses, o que pode antecipar o primeiro óleo, já que essa unidade usa linhas flexíveis, como o que usamos no pré e no pós sal.
TÉRMICAS E GNL
Em relação à previsão de despacho das térmicas, Rodrigo Costa Lima e Silva disse que a Petrobras olha a energia armazenada nos reservatórios, que está em 68%, para avaliar a previsão de despacho. Está em cerca de 70% da média de longo termo, o que indica um cenário de incerteza para o segundo semestre. Esperamos ver uma progressão até setembro e chegar a 1GW (despachados). No final de junho e início de julho, houve uma oportunidade de exportar uma média de 250 MW para a Argentina, disse o diretor de refino e gás natural.
Em relação à necessidade de contratar gás natural (GNL, gás natural liquefeito), o diretor disse que a previsão é encerrar o ano com 30 cargas de GNL, ante 112 no ano passado. É uma redução considerável. Das 30, já fechamos 26. Temos expectativa de ter 11 até o fim do ano, das quais 7 já estão contratadas. Na virada do terceiro para o quarto trimestre, pode haver mudança de expectativa de mudança do horizonte de contratação do GNL. disse o diretor de refino.
