Quando a Petrobras anunciou que investiria US$ 174,4 bilhões entre 2009 e 2013, o mundo estava tentando buscar saídas para a crise financeira e a extração de petróleo da camada pré-sal era um desafio tecnológico. Pela primeira vez a companhia falava em simplificação e padronização de equipamentos. O plano previa que a produção de petróleo somasse 2,68 milhões barris por dia em 2013 e que a entrada em operação de cinco novas refinarias aumentaria para 2,27 milhões de barris por dia a capacidade de refino.
Mas nem tudo saiu como planejado – a meta de investimento foi realizada, mas a produção de petróleo e a capacidade de refino não.
Nesses cinco anos, a companhia se capitalizou e colocou nove plataformas em operação. Do pré-sal já são extraídos mais de 400 mil barris por dia. Mas teve que lidar com o declínio da produção na Bacia de Campos – que nos últimos dois anos se manteve em 10% – e a falta de novas ofertas de áreas exploratórias. Os projetos foram sendo revisados a cada ano – e as versões que se seguiram foram recebendo pródigas adições de verbas. Exceto o mais recente, anunciado em fevereiro, válido para o período 2014-2018. Ele prevê US$ 220,6 bilhões – valor 6,8% menor quando comparado aos US$ 224,7 bilhões previstos no plano vigente até o ano passado, que tinha como horizonte o quinquênio 2013-2017.
Os projetos de Exploração & Produção ganharam ainda mais espaço no orçamento – com 70% do total investido, ou US$ 153,9 bilhões. 28 novos sistemas de produção estão programados para entrar em operação. O desafio é crescer em média 11% ao ano a produção de petróleo, até atingir 3,2 milhões barris por dia em 2018.
Apenas os projetos do pré-sal, que incluem as áreas da Cessão Onerosa e de Libra, devem consumir US$ 82 bilhões – mas representar 52% da produção total de petróleo em 2018.
O orçamento da Área de Abastecimento caiu para US$ 38,7 bilhões.
A meta para 2018 é processar 2,6 milhões barris por dia – a Petrobras leva em consideração que a demanda por combustíveis cresça 2,7% ao ano nesse período. A operação do primeiro trem da Rnest está prevista para o quarto trimestre deste ano e do Comperj para 2016. As refinarias Premium I e Premium II ainda estão mantidas na lista de projetos em processo de licitação, até que se mostrem viáveis para entrarem na lista dos projetos em implantação – a presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster, mantém a previsão de iniciar o processo de tomada de preços das duas refinarias abril.
A Área de Gás e Energia terá US$ 10,1 bilhões – o que representa um aumento de 2% em relação ao plano anterior – e o desafio de colocar em operação as Unidades de Fertilizantes III e V, no Mato Grosso do Sul, e em Minas Gerais, e os gasodutos Rota 2 e Rota 3, que escoarão o gás produzido no pré-sal da Bacia de Santos – a Unidade de Fertilizantes IV não foi citada do Plano.
Financiabilidade
O dinheiro necessário para o financiamento dos projetos virá de desinvestimentos, reestruturações nos modelos de negócio e endividamento – até R$ 2018 serão captados mais US$ 60,5 bilhões – mas principalmente do caixa – pressupondo a paridade de preços de derivados com o mercado internacional, a Petrobras calcula que o fluxo de caixa operacional some US$ 182,2 bilhões nos próximos cinco anos. “No negócio de petróleo, para uma empresa verticalizada e que tem o tamanho que a Petrobras tem, os resultados são sensíveis a preços no Brasil. Não existe a premissa de que a Petrobras não tenha convergência com os preços internacionais, nem no ano de 2014”, afirmou Graça, durante a apresentação do Plano de Negócios.
A companhia também precisa reduzir o endividamento – no final do ano passado a dívida da companhia somava US$ 94,5 bilhões, e a relação dívida líquida / Ebitda equivalia a 3,52 vezes, muito acima da meta de 2,5 vezes indicada pelo Conselho de Administração.
Já o indicador de alavancagem, que considera a relação entre a dívida líquida e o patrimônio líquido, estava em 39%, quando o limite indicado pelo Conselho de Administração é de 35%. Se não conseguir atingir essas metas, corre o risco de perder o grau de investimento dado pelas agências de classificação de risco – e pagar mais pelo dinheiro captado.
O Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 trouxe um reforço nos programas de eficiência e redução de custos.
No ano passado, os Programas de Otimização de Custos Operacionais - Procop e de Aumento de Eficiência Operacional - Proef garantiram um impacto positivo de R$ 6,4 bilhões no resultado financeiro. O trabalho de recuperação da eficiência teve como resultado um aumento de 63 mil barris de petróleo por dia em 2013 – a eficiência da Unidade Operacional da Bacia de Campos - UO-BC alcançou 75% e a Unidade Operacional do Rio de Janeiro - UO-RIO alcançou 92%.
Este ano, a UO-BC tem como meta elevar a eficiência operacional para 81% e a UO-Rio para 93,1%. E para o Procop, a meta de economia é de R$ 7,3 bilhões. “É uma mudança na cultura da companhia. É a busca pela excelência em custos”, destaca a presidente.
|
