Como no primeiro semestre, a Petrobrás fechou o terceiro trimestre no vermelho. Segundo os resultados divulgados pela empresa, houve prejuízo de R$ 1,55 bilhão. No acumulado do ano, as perdas chegam a R$ 52,8 bilhões. A gestão, no entanto, informou que o resultado recorrente foi um lucro de R$ 3,17 bilhões

[Análise de*Rodrigo Leão e **Rafael Rodrigues da Costa, publicada na Carta Capital]

A Petrobras divulgou nesta quarta-feira 28 os resultados operacionais e financeiros do terceiro trimestre de 2020. A empresa teve um prejuízo de R$ 1,55 bilhão, 43% menor do que a perda do segundo trimestre, e muito longe de lucro obtido no mesmo período de 2019 que foi de R$ 9,09 bilhões. Todavia, a companhia informou que o resultado recorrente foi um lucro de R$ 3,17 bilhões. Ou seja, o prejuízo foi explicado por despesas financeiras não recorrentes e cambiais.

Em termos operacionais, as receitas de vendas no terceiro trimestre foram de R$ 70,73 bilhões, um aumento de 39% em relação ao segundo trimestre de 2020 e apenas 8,2% inferior do valor alcançado no mesmo período de 2019. O EBITDA ajustado (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortizações), ou seja, o lucro operacional, foi de R$ 33,44 bilhões neste terceiro trimestre, 34% maior do que o trimestre anterior. Na comparação com o mesmo período do ano anterior, o crescimento foi de 2,6%. Isso significa que, em termos operacionais, a Petrobras já recuperou o patamar pré-crise.

A melhora do resultado neste terceiro trimestre mostra que a companhia conseguiu ser resiliente durante a crise da Covid-19 em função do crescimento da produção de petróleo cru e também do excelente desempenho do refino. A empresa conseguiu, ao mesmo tempo, elevar sua produção de petróleo e de derivados aproveitando-se principalmente da recuperação do consumo interno e da demanda asiática tanto para derivados, como para petróleo cru.

O crescimento nas receitas de vendas da Petrobras foi explicado principalmente pelo aumento no volume de vendas da companhia para o mercado interno (de 1,74 milhão barris por dia – bpd – no segundo trimestre para 2,04 milhões bpd no terceiro trimestre).

As receitas no mercado externo também contribuíram para melhor o resultado operacional da Petrobras. O aumento das receitas com exportações de petróleo cru e derivados foi de 40% neste terceiro trimestre em relação ao anterior se deveu ao cenário de recuperação nos preços médios desses produtos no mercado internacional e ao aumento da quantidade das exportações.

As maiores vendas de petróleo e derivados tanto para o mercado externo, como interno afetaram positivamente os resultados dos segmentos de exploração e produção (E&P) e de refino.

O E&P teve um lucro de R$ 21,90 bilhões, o que representou um crescimento de 128% em relação ao trimestre imediatamente anterior. Na comparação com o mesmo período do ano passado, o crescimento foi de 23%. Esse segmento se aproveitou das oportunidades no mercado internacional, que permitiu elevar suas exportações de petróleo cru em 8% neste trimestre frente ao anterior. Além disso, houve um aumento da demanda interna por petróleo em função de petróleo cru por conta da expansão do fator de utilização das refinarias de 70% para 83%. Mesmo com a redução de 31% do preço do Brent, esses fatores permitiram que o resultado do E&P já fosse superior ao terceiro trimestre de 2019.

No segmento de refino, a Petrobras também teve uma melhora do seu resultado em relação aos trimestres anteriores. O lucro de R$ 8,65 bilhões no terceiro trimestre foi 93% maior do que no trimestre anterior e 77% na comparação com o mesmo período de 2019.

Tanto o mercado interno como o externo foram responsáveis pelo melhor resultado do refino: no interno, a recuperação do market share da Petrobras associada à recuperação da demanda interna principalmente da gasolina e diesel e, no externo, a elevação das exportações de derivados, principalmente do óleo combustível marítimo.

A produção principalmente de diesel e gasolina, que cresceu, respectivamente, 22,3% e 33,1% do segundo para o terceiro trimestre de 2020, fez com que Petrobras elevasse seu market share em sete pontos percentuais em ambos mercados.

O bom desempenho da companhia no mercado externo aconteceu em decorrência, principalmente, do crescimento nas vendas de óleo combustível, que neste trimestre obteve o seu melhor resultado em dois anos. No terceiro trimestre de 2020, as exportações de óleo combustíveis foram de 204 mil barris por dia, 9 mil barris por dia a mais do que o segundo melhor resultado obtido pela companhia no segundo trimestre de 2020.

Dados da Secretaria de Comércio Exterior (Secex) revelam que esse desempenho se deveu, em grande medida, às exportações para a Ásia. De janeiro a setembro de 2020, as vendas de óleos combustíveis para Cingapura cresceram 52% em relação ao mesmo período do ano anterior. A Petrobras informou que 65% das suas vendas externas de derivados, no terceiro trimestre, foram para o país asiático. Por se tratar de uma região portuária com grande movimento de navios e de comércio marítimo, é bastante provável que essas exportações continuem associadas ao óleo de combustível marítimo.

Apesar da estratégia exitosa nas suas operações, despesas não recorrentes afetaram o resultado da companhia. Primeiro, a aprovação da adesão aos programas de anistia fiscal no RJ e ES obrigou a Petrobras a desembolsar R$ 1,93 bilhão para encerrar um passivo contingente de R$ 3,9 bilhões e garantir a alíquota acordada de ICMS a ser usada futuramente. Segundo, o pagamento de ágio na recompra de títulos de dívidas onerou a companhia em mais R$ 2,81 bilhões.

Em contrapartida, a entrada de recursos com venda de ativos no valor de R$ 3,20 bilhões afetou positivamente os resultados da companhia. Todavia, o excelente resultado operacional não é fruto somente da atual estratégia de ampliar a produção e usar seu parque refino, mas também da gestão de vários desses ativos.

Mesmo assim, a Petrobras continua os vendendo (inclusive sinalizando a possibilidade de vender áreas do pré-sal) e, além do mais, enxugando investimentos, o que deve afetar a capacidade de reação da companhia em crises futuras. Apesar da crise da Covid-19 explicar parte dessa queda, é importante notar que a redução dos investimentos da companhia ocorre desde meados da década passada. Neste trimestre, a Petrobras fez um investimento de US$ 1,63 bilhão é o valor mais baixo desde 2003.

* Coordenador-técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustiveis (Ineep) e pesquisador visitante do Núcleo de Estudos Conjunturais da Universidade Federal da Bahia (UFBA)

** Mestre em Ciências Sociais pela UNIFESP, pesquisador visitante do NEC/UFBA e pesquisador do Ineep

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No mesmo dia em que a Petrobras divulgou redução dos preços dos combustíveis nas refinarias, ANP publicou pesquisa mostrando que preço médio da gasolina ficou em R$ 4,35, mas tem posto cobrando até R$ 5,19

[Da CUT e do Brasil de Fato]

No mesmo dia em que a Petrobras divulgou nova redução nos preços dos combustíveis em suas refinarias, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) divulgou pesquisa mostrando que os preços médios da gasolina no Brasil não caíram para o consumidor, estão acima de R$ 4,00 e tem estados onde o produto é vendido por mais de R$ 5,00. Afinal, por que essas reduções nunca chegam ao bolso do consumidor?

A Petrobras divulgou, na segunda-feira (26), nova redução nos preços dos combustíveis em suas refinarias. O preço da gasolina deve cair até R$ 0,09 por litro, chegando a R$ 1,66 por litro. De acordo com a estatal, a partir de terça a gasolina seria vendida para os postos de combustíveis com uma redução de 5%.

No mesmo dia, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) divulgou o Levantamento de Preços de Combustíveis (LPC) semanal mostrando que o preço médio do litro da gasolina comum vendida no Brasil foi de R$ 4,35 na semana anterior. Mas em alguns estados o combustível é vendido por até R$ 5,199, como é o caso do Rio de Janeiro, ou R$ 5,190 no Acre. O preço máximo no Tocantins (R$ 4,89) e em Goiás (R$ 4,88) também pesa no bolso dos consumidores. Confira a pesquisa aqui.

repórter Caroline Oliveira, do Brasil de Fato, foi ouvir o diretor técnico do Instituto de Estudos Estratégicos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (Ineep), o William Nozaki, para saber por que essas reduções não chegam no consumidor.

De acordo com ele, a redução não necessariamente significa um impacto positivo na bomba do posto de gasolina para o consumidor, “porque nem sempre as distribuidoras repassam essa redução para o preço final”.

“Todas as vezes que a Petrobras aumenta o preço dos combustíveis nas refinarias, as distribuidoras repassam para o consumidor na bomba de gasolina; mas quando a Petrobras diminuiu não necessariamente essa redução chega para o consumidor. Isso acontece principalmente nas cidades em que há muita concentração de propriedade de gasolina ou cartel para combinar preço”, explica o diretor técnico do Ineep.

De acordo com ele, em 2020, de maneira geral, os preços de combustíveis aumentaram. “Houve uma diminuição agora, por causa da queda da demanda. As pessoas estão consumindo menos combustível e isso acabou gerando um impacto na bomba de gasolina. Mas foi mais um efeito da demanda do que a oferta.”

Durante o período do isolamento social provocado pela pandemia do novo coronavírus, os grandes centros ficaram vazios, as pessoas ficaram em quarentena durante meses e praticamente não usaram os carros. Isso explica a queda da demanda e ocorreu em todo o mundo.

Com a flexibilização do isolamento, as pessoas voltaram a circular de carros e os preços voltaram a subir. Os novos reajustes anunciados nesta segunda-feira (26) são parte das 63 variações de preço realizadas ao longo de 2020. Isso se deve à política de preços adotada pelo governo federal, ainda na gestão de Michel Temer, de paridade com o mercado internacional.

Pela medida, a estatal abriu mão de controlar diretamente o preço, evitando variações inflacionárias, para determiná-lo de acordo com o preço do mercado internacional.

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Em entrevista ao Tutaméia, quando a Petrobrás completou 67 anos, no último sábado (03/10), o geólogo Guilherme Estrella, ex-diretor de exploração e produção da empresa, também conhecido como o “pai do pré-sal”, alertou para os prejuízos causados ao País com as privatizações na estatal. Para Esterella, a Petrobrás está “sendo esquartejados não para o capitalismo produtivo. O que estamos sofrendo é uma privatização ligada à faceta que hoje domina o capitalismo, que é o financeiro”.

“A Petrobrás acabou. O nome da Petrobras hoje é Petrobrax. A nossa Petrobras acabou. Está de costas para o Brasil. Não tem mais interesse no Brasil, a não ser tirar muito dinheiro, tirar recursos daqui e exportar recursos. Nós estamos com a Petrobrax, que é a Petrobras que estava lá no governo FHC”, afirmou Estrella ao Tutaméia em debate com o cientista político William Nozaki, pesquisador do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo e Gás Natural (INEEP).

Segundo o ex-diretor, “tudo que estamos enfrentando é produto do governo Fernando Henrique Cardoso, que fez um governo criminoso em relação aos interesses brasileiros, com a abertura da Petrobras na Bolsa de Nova York”. “Hoje em torno de 60 a 70% dos acionistas são estrangeiros. Isso significa que até 70% dos lucros é dirigido a esses grupos, que são financeiros. Esse governo que está aí e desde o golpe de 2016 é ligado a esses capitalistas”, continuou.

“Se vende os ativos da Petrobras e se fica com um filé mignon –o pré-sal, com poços que produzem 30 mil barris por dia e têm o mercado do Rio e São Paulo em frente, 300 km. O restante da Petrobras não existe mais”, acrescentou.

Assista à entrevista: 

 

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Na terça-feira (22), os jornais Valor Econômico e O Estado de São Paulo publicaram análises do Instituto de Estudos Estratégicos do Petróleo (Ineep) sobre a venda da Refinaria do Paraná (Repar). Rodrigo Leão, economista e coordenador técnico do Ineep, avalia que o momento é negativo para venda de refinarias da Petrobras.

Por outro lado, o interesse de duas grandes empresas de distribuição – Raízen e Ultrapar – e também de uma petroleira chinesa, a Sinopec, na Refinaria do Paraná (Repar), mostra que os investidores do setor estão dispostos a atuar do poço ao posto no Brasil. Isso justamente no momento em que a Petrobras está abrindo mão da cadeia integrada no Brasil para se dedicar apenas à exploração e produção na área do Pré-Sal. 

“A Europa está consumindo menos derivados, principalmente por conta de preocupações ambientais. Com isso, a tendência é que grandes empresas integradas (presentes em toda cadeia de petróleo e gás) olhem países em desenvolvimento e com potencial crescente de demanda como uma oportunidade de negócio” disse Leão ao serviço Broadcast, do jornal Estado de S.Paulo.  

A conjuntura está afastando a entrada de investimentos

Ao Valor Econômico, o especialista destacou que o timming da oferta não é bom. Tanto pela insegurança jurídica em torno da negociação – o STF está no meio de um julgamento sobre a legalidade da privatização – como pelas incertezas com relação à demanda por derivados pós-pandemia. 

“São questões que, se não impactam o preço dos ativos, certamente afetam o apetite. Tenho visto um número pequeno de propostas [pelas refinarias]. Temos um cenário muito complexo. Não é o momento para venda” disse Leão ao Valor. 

Incertezas jurídicas

O julgamento sobre a legalidade da venda das refinarias da Petrobras sem autorização do Legislativo foi suspenso nesta terça pelo ministro Luiz Fux quando o placar estava 3 a 0 a favor de uma liminar proibindo a privatização. 

Para além disso, Leão disse ao Valor que não acredita no argumento de que a venda trará aumento de investimentos no país. O Ineep há tempos cita estudos de que a venda das refinarias deve trazer, no lugar do aumento na concorrência, monopólios privados. 

“Não acredito que a transferência patrimonial para a iniciativa privada terá grandes impactos para o setor de refino. As refinarias brasileiras se complementam e não vejo espaço para um mercado concorrencial que afete os preços [dos derivados]. Não vejo mudanças significativas na cadeia produtiva por causa deste processo e não compartilho do argumento de que ele terá grandes investimentos” declarou ao Valor.

[Do portal do INEEP | A matéria do Estadão foi publicada no serviço fechado Broadcast. Clique aqui para ler a matéria no Valor]

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Desde 2016, a gestão da Petrobras vem alerando o perfil de produção das refinarias. A companhia pretende se desfazer de cerca de 50% de sua capacidade de refino, vendendo unidades no Sul, Norte e Nordeste. A venda de ativos e a desativação de unidades existentes têm contribuído para a redução do papel da Petrobras na área de lubrificantes básicos.

Por Rodrigo Leão coordenador-técnico do Ineep

Com foco na produção do pré-sal e no desinvestimento em uma série de outros segmentos da cadeia produtiva de petróleo e gás natural, a Petrobras está alterando sua estratégia para a área de lubrificantes. A venda de ativos e a desativação de unidades existentes têm contribuído para a redução do papel da Petrobras na área de lubrificantes básicos. A sinalização do redirecionamento da sua atuação nesse mercado para o Gaslub (o antigo Comperj) indica a abertura do mercado à concorrência, sobretudo de rerrefinadores, potenciais compradores das refinarias do Nordeste, e importadores.

Nos últimos anos, a Petrobras já vinha demonstrando um interesse menor em participar da indústria de refino. A companhia pretende se desfazer de cerca de 50% de sua capacidade de refino, vendendo unidades no Sul, Norte e Nordeste. A companhia tem alterado, desde 2016, o perfil de produção das suas refinarias. Nesse contexto, chama a atenção o atual processo de paralisação de unidades de produção de lubrificantes da Refinaria de Duque de Caxias (Reduc), bem como a interrupção da produção deste derivado na Refinaria Landuplho Alves-Mataripe (Rlam).

As unidades U-1520, U-1530 e U-1540 da Reduc foram paralisadas no primeiro semestre de 2020. São elas as responsáveis pelo ciclo de produção de lubrificantes básicos da Reduc. Além da interrupção dessas unidades, a Petrobras também interrompeu sua produção de lubrificantes básicos na Rlam, desde fevereiro de 2020. Com efeito, a produção deste derivado pela petrolífera brasileira passou de 59,5 mil metros cúbicos em janeiro de 2020 para 22,2 mil metros cúbicos em junho de 2020. No caso da Reduc, a redução foi, no mesmo período, de 51,1 mil metros cúbicos para 17,7 mil metros cúbicos.

Com essa redução, a produção agregada de lubrificantes básicos dos cinco maiores rerrefinadores do país (Lwart lubrificantes, Petrolub, Proluminas, Lubrificantes Fenix e Indústria Petroquímica do Sul) superaram a produção das três refinarias da Petrobras (Reduc, Rlam e Lubnor). Em junho de 2020, segundo dados da ANP, os cinco rerrefinadores produziram 23,6 mil metros cúbicos de óleo lubrificante básico, enquanto a produção da Petrobras foi de 22,2 mil metros cúbicos.

A menor produção de lubrificantes poderia ser explicada pela redução do consumo no auge dos efeitos do coronavírus. Todavia, a demanda por esse combustível recuperou o nível pré-pandemia em junho de 2020. Em janeiro deste ano, o consumo foi de 107,7 mil metros cúbicos e, em junho, de 109,7 mil metros cúbicos. Não é por outra razão que as importações de lubrificantes cresceram cerca de 20 mil metros cúbicos neste mesmo período. Além das importações, ocorreu também uma expansão da produção de lubrificantes básicos pelos rerrefinadores. A Lwart Lubrificantes, por exemplo, viu sua fabricação deste combustível saltar de 9,9 mil metros cúbicos para 13,7 mil metros cúbicos de janeiro a junho de 2020.

A Petrobras afirma que, até o fim de 2020, as unidades U-1520, U-1530 e U-1540 retomarão seu nível de produção, normalizando a fabricação dos lubrificantes. Todavia, a previsão de retorno já foi adiada, uma vez que inicialmente isso deveria ocorrer em setembro. O atraso, somado às vendas da Rlam e da Lubnor, localizada no Ceará, pode indicar o desinteresse da companhia nesse mercado.

Uma outra estratégia que pode estar sendo adotada pela empresa brasileira é a concentração da produção de lubrificantes no Gaslub. Segundo a Petrobras, uma das opções para o antigo Comperj é a instalação de uma fábrica de lubrificantes. Caso o empreendimento vá adiante, a capacidade de produção de lubrificantes básicos da Petrobras pode ser até quatro vezes maior que a existente hoje em dia, de acordo com a diretora-executiva de Refino e Gás Natural, Anelise Lara, em entrevista concedida à Reuters.

Segundo a Anelise, os investimentos associados a essa fábrica devem ter um custo de aproximadamente US$ 400 milhões para uma planta com capacidade de produção de até 225 mil metros cúbicos ao mês de lubrificantes. “Se os resultados forem positivos como a gente está esperando, é algo para começar em 2022 e faremos sozinhos”, disse Lara, ressaltando que o Comperj vai se tornar um polo industrial, incluindo uma Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), já em construção e prevista para 2021.

Segundo a mesma matéria da Reuters, para a efetivação do projeto em estudo, “está prevista a construção de um duto, que levaria a matéria-prima para a fabricação de lubrificantes, produzida na Reduc, para o Comperj. Com isso, a unidade de produção de lubrificantes em Duque de Caixas seria encerrada”.

Seja qual opção for seguida pela Petrobras, haverá uma reorganização da produção de lubrificantes básicos da companhia. A paralisação das unidades da Reduc associada à venda da Rlam e da Lubnor representam uma redução de market share da Petrobras para os importadores e os rerrefinadores. A construção da fábrica de lubrificantes no Gaslub exigirá da Petrobras estratégias para reocupar esse espaço, num segmento que não apresenta grandes perspectivas de crescimento no curto prazo.

 

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Segundo levantamento do INEEP, mais da metade das 29 operações já concluídas de venda de ativos no Brasil foram com grupos estrangeiros. Dos mais de 40 ativos atuais que estão em negociação, a tendência é que pelo menos metade seja arrematada por multinacionais.

[Do Ineep]

Desde 2015, quando a Petrobras acelerou seu programa de desinvestimentos a fim de reduzir sua alavancagem financeira, cerca de 40 processos de venda nos segmentos de upstreammid/downstream e biocombustíveis tiveram contrato assinado ou foram concluídos. Segundo levantamento do Ineep, mais da metade das 29¹ operações envolvendo ativos no Brasil foram fechadas com grupos estrangeiros. 

Companhias de fora são maioria nas aquisições de campos e blocos offshore e de ativos de transporte de gás, enquanto as brasileiras – algumas delas, com aportes de fundos internacionais – dominam as compras de ativos terrestres da Petrobras. A tendência é que essa configuração se mantenha nas compras dos mais de 40 ativos atualmente em desinvestimento, com as estrangeiras avançando ainda sobre as refinarias da estatal. 

No upstream, a transação de maior monta foi a venda de 25% da participação da Petrobras no campo de Roncador, na Bacia de Campos, para a Equinor, por US$ 2,9 bilhões. A norueguesa ainda pagou US$ 2,5 bilhões pelo bloco BM-S-8, onde está campo de Bacalhau (antiga descoberta de Carcará), em Santos. 

Sua compatriota BW Offshore comprou 70% da participação da Petrobras no campo de Maromba, também na Bacia de Santos, por US$ 90 milhões. 

Já a inglesa Trident Energy adquiriu, por US$ 1,5 bilhão, os campos de Pampo e Enchova, em Campos, enquanto a franco-saxã Perenco comprou o Polo Pargo, na mesma bacia, por US$ 398 milhões. 

A francesa Total comprou o campo de Lapa, se tornando a primeira operadora estrangeira de um campo no pré-sal da Bacia de Santos, por US$ 1,1 bilhão. A transação incluiu a aquisição da área de Iara, onde está o campo de Atapu, que começou a produzir este ano. 

A malaia Petronas, por sua vez, levou 50% do campo de Tartaruga e do Módulo III de Espadarte, na Bacia de Campos, por US$ 1,3 bilhão. 

A PetroRio e a Ouro Preto Óleo e Gás foram as únicas brasileiras a comprar ativos offshore da Petrobras, adquirindo, respectivamente, a parcela da estatal nos campos de Frade (US$ 100 milhões), em Campos, e dos campos de Pescada, Arabaiana e Dentão (US$ 1,5 milhão), na Bacia Potiguar. 

Empresas nacionais constituíram, por outro lado, a quase totalidade dos compradores de ativos terrestres. 

A PetroRecôncavo comprou 34 campos no Rio Grande do Norte por US$ 384 milhões; a Karavan Oil, 27 concessões no Espírito Santo (Polo Cricaré), por US$ 155 milhões; a Eneva, o campo de Azulão, na Bacia do Amazonas, por US$ 54 milhões; a Imetame Energia, o Polo Lagoa Parda (ES), por US$ 9,3 milhões; a Centro Oeste Óleo e Gás, 50% da participação não operada da Petrobras no campo de Dó-Ré-Mi, em Sergipe-Alagoas, por US$ 37,6 mil; a Eagle Exploração Óleo e Gás, o Polo Tucano Sul, por US$ 3 milhões; e a 3R Petroleum, os polos Macau (RN), Rio Ventura (BA) e Fazenda Belém (RN), por US$ 191 milhões, US$ 94,2 milhões e US$ 35,2 milhões, respectivamente. 

Um detalhe: tanto a Karavan Oil como a 3R Petroleum contam com private equity de origem estrangeira por parte da Seacrest Capital Group Limited e da Starboard Restructuring Partners, respectivamente. No início de setembro, a 3R pediu autorização para realizar uma oferta inicial de ações (IPO) para levantar recursos a fim de comprar mais campos da Petrobras. 

A exceção no onshore ficou por conta da norte-americana Central Resources, que arrematou os campos Ponta do Mel e Mesa Redonda, na Bacia Potiguar, por US$ 7,2 milhões. 

No mid e downstream, o consórcio formado pela francesa Engie e o fundo de pensão canadense Caisse de Dépôt et Placement du Québec (CDPQ) comprou, por US$ 8,6 bilhões, 90% da Transportadora Associada de Gás (TAG), que detém malha de gasodutos com extensão de cerca de 4,5 mil km. 

O gestor de fundos canadense Brookfield adquiriu, por US$ 5,2 bilhões, 90% da Nova Transportadora do Sudeste (NTS), que opera 2 mil km de gasodutos. 

A japonesa Mitsui levou 49% da Gaspetro, por US$ 593 milhões. A subsidiária da Petrobras detém participação em 19 distribuidoras de gás natural em diversos estados do país. 

Já a mexicana Alpek adquiriu 100% da Petroquímica Suape e a Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco (Citepe), por US$ 435 milhões. 

As únicas brasileiras a figurarem no mid/downstream são a Copagaz e Nacional Gás Butano, que assinaram contrato para comprar a Liquigás, por US$ 925 milhões – em operação ainda pendente de aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade). 

Na área de biocombustíveis, a francesa Tereos comprou a usina de açúcar e álcool Guarani, por US$ 202,8 milhões, e a portuguesa Galp, a produtora de óleo vegetal Belém Bioenergia Brasil, por US$ 24,7 milhões. 

Os grupos brasileiros São Martinho e Turdus Participações, por seu turno, adquiriram as produtoras de etanol Nova Fronteira e Bambuí Bioenergia, respectivamente, por US$ 133 milhões e pelo valor simbólico de R$ 1 – segundo a Petrobras, devido ao patrimônio líquido negativo da Bambuí. 

Perspectivas

A Petrobras conduz, hoje, aproximadamente 40 processos de desinvestimento de ativos no Brasil, sendo 29 no upstream, cinco no mid/downstream, cinco em energia elétrica e dois em biocombustíveis. 

A maioria dos ativos à venda no upstream consiste em campos ou blocos nas regiões Nordeste e Norte, nas bacias do Recôncavo, Camamu, Sergipe-Alagoas, Ceará, Potiguar, Pará-Maranhão e Solimões. No Sudeste, há ativos em desinvestimento nas bacias do Espírito Santo, Campos e Santos, enquanto, e, no Sul, a Petrobras tenta vender uma concessão na Bacia de Pelotas. 

Empresas norueguesas, como a BW Energy e a DBO Energy, estão de olho nos processos em curso. A última tem interesse em ativos offshore e onshore, com a ideia, inclusive, de implantar projetos de geração de energia eólica em concessões terrestres. 

As australianas Karoon e Rockhopper também estão entre as estrangeiras interessadas em empreendimentos marítimos, ao lado da Perenco e, possivelmente, a alemã Wintershall. 

Operadora dos campos de Tiê e de seis blocos de exploração no Recôncavo, além do campo de Tartaruga, em Sergipe-Alagoas, a canadense Maha Energy é outra que analisa os desinvestimentos da Petrobras. 

Os grupos Seacrest e Starboard buscam novas compras no onshore e offshore. No caso da última, a tendência é que siga utilizando a marca 3R Petroleum em projetos terrestres e Ouro Preto, em marítimos. 

A russa Rosneft, que opera blocos exploratórios na Bacia do Solimões, estaria interessada na compra do Polo Urucu, assim como a brasileira Eneva. 

Sediada no Brasil, a Pindorama Energy também estuda aquisições de ativos onshore da Petrobras no país. 

Presidida por Márcio Félix, ex-secretário de Petróleo e gás do Ministério de Minas e Energia, a Energy Platform (EnP) volta suas atenções a ativos na Bacia do Espírito Santo, onde pretende construir uma refinaria em parceria com o Oil Group. 

No caso dos ativos exploratórios à venda, como Sergipe-Águas Profundas e os blocos no Pará-Maranhão e Pelotas, a avaliação é que as empresas, no momento, têm pouco fôlego para entrar em projetos de mais alto risco. 

No mid/downstream, os ativos de transporte (NTS e TAG) têm sido muito olhados por fundos de pensão, como o próprio CDPQ, pois representam a segurança de fluxo de caixa durante um período extenso. 

Em relação à Gaspetro, reportagem publicada pelo jornal O Globo, em julho, mostrou que empresas como a Cosan, Naturgy (controladora da Ceg e Ceg Rio), Ultrapar e a Mitsui estariam entre as interessadas. 

No caso das refinarias, destaque para o Mubadala Investment Company, dos Emirados Árabes Unidos, que negocia a compra da Refinaria Landulpho Alves (RLAM) com a Petrobras. Entre outros postulantes à compra das oito plantas à venda estão a Raízen (joint venture entre a Shell e a Cosan), a Total, traders de combustíveis como a holandesa Vitol e a japonesa Marubeni (como consorciadas), a malaia Petronas, as chinesas CNPC e Sinopec e o grupo brasileiro Ultrapar.

Nos biocombustíveis, a expectativa é que grandes grupos do segmento, como o JBS Biodiesel e a própria BSBios, tentem arrematar a PBio e a parcela de 50% da Petrobras na BSBios. 

Quanto às eólicas Mangue Seco 1, 2 3 e 4, empresas controladas por fundos de investimento, como Ômega e Echoenergia, estão entre as potenciais interessadas nos empreendimentos. 

Finalmente, no que tange às termelétricas, a Petrobras deve encontrar dificuldade para vender as plantas a óleo combustível em um mundo com restrição de financiamento, sobretudo para empreendimentos de combustíveis fósseis. Um caminho possível é o surgimento de sinergias com projetos industriais, com grupos menores da área de energia com atuação regional e/ou empresas interessadas na autoprodução de energia. No caso das térmicas a gás, podem aparecer interessados para fornecer energia a sistemas isolados (não conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN). 


 1 – Não se considerou a venda da participação da Petrobras na BR Distribuidora, via oferta pública de ações.

2 – A análise excluiu a BR Distribuidora, cuja parcela remanescente da Petrobras será vendida via oferta pública de
ações.

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O jornal O Estado de S.Paulo publicou no último dia 03 matéria em que mostra como as empresas de refino estão se aproveitando da baixa nos preços do petróleo para lucrar em meio à crise. “Na contramão das empresas petrolíferas com foco na exploração e produção de petróleo e gás natural, companhias do setor com mais de 90% dos seus negócios direcionados à fabricação de combustíveis estão conseguindo passar o período de crise econômica mundial com o caixa positivo”. 

Grandes refinadoras pelo mundo aproveitaram a queda acentuada no preço da matéria prima e terminaram o segundo trimestre deste ano com lucros milionários. Outras grandes majors como a Exxon e até mesmo a Petrobras amenizaram seus prejuízos graças ao refino. No caso da estatal brasileira, o refino representou uma receita de R$ 43,3 bilhões em um trimestre cujo balanço fechou com prejuízo de R$ 3 bilhões. Isso porque os produtos refinados tiveram quedas de preço menores do que a do óleo cru. 

A reportagem usa como exemplo o mercado americano, no qual os preços da gasolina caíram 31,2% e os do óleo diesel, 22,2%, no período de um ano concluído em 30 de junho. No mesmo espaço de tempo, o petróleo cru americano (WTI) teve uma queda muito maior, de 54,4%. 

Alerta para a Petrobras

A notícia especialmente é importante para o mercado brasileiro porque é mais um alerta para os perigos da estratégia da Petrobras. Alegando busca de eficiência e ignorando alertas de especialistas, a estatal decidiu concentrar seus negócios exatamente na exploração e produção de petróleo cru do Pré-Sal

Ouvido pela reportagem do jornal O Estado de S.Paulo, Rodrigo Leão, coordenador técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo e Gás Natural (Ineep) diss que “mesmo em um mercado com muitos agentes e mais competitivo como o americano, os preços dos derivados foram menos afetados que os do petróleo na crise. Com isso, as maiores refinadoras conseguiram sustentar um resultado positivo no segundo trimestre ao contrário das conterrâneas mais atuantes na exploração e produção de petróleo”.

[Com informações do Estadão e INEEP]

 

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Com aprovação do texto-base da nova legislação na Câmara dos Deputados, a FUP destaca a necessidade de uma regulação estruturada em torno de uma atuação ativa do Estado, tendo em vista os custos de escoamento do gás, que são crescentes e sistêmicos

O governo aposta na perspectiva de que a nova Lei do Gás, cujo texto-base foi aprovado pela Câmara dos Deputados na terça-feira (1/9), pode gerar um amplo pacote de investimentos em infraestrutura no setor. No entanto, para a Federação Única dos Petroleiros (FUP), há muitos riscos e incertezas a se considerar. 

A maior parte das reservas provadas de gás natural brasileiro é composta pelo chamado gás associado (junto ao petróleo), localizadas no offshore. Com a descoberta do pré-sal, as estimativas indicam a possibilidade de duplicar o volume de reservas e triplicar a oferta interna nos próximos anos. Isso explica o interesse da iniciativa privada nesse segmento. 

No entanto, a rede de gasodutos no Brasil é muito concentrada na costa e com pouca densidade distributiva, confirma levantamento do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (INEEP). São cerca de 9.000 km, muito aquém, por exemplo, dos 16.000 km de dutos da Argentina - cujo território tem pouco mais de um quarto do território brasileiro -, dos 200.000 km de dutos da Europa ou dos 497.000 km de dutos dos EUA. 

"Os custos de escoamento do mar para a terra são crescentes e sistêmicos, essa indústria funciona em rede por excelência. Sem os investimentos públicos da Petrobrás, sem o financiamento de longo-prazo do BNDES e sem a garantia de criação do Brasduto, que o governo sinaliza vetar, não há nenhuma garantia de que os investimentos privados se realizarão como pressupõe, equivocadamente, o governo", afirma William Nozaki, diretor do INEEP. 

Assim, na avaliação da FUP, a entrada de múltiplos operadores no mercado nacional exige uma rediscussão sobre a regulação desse segmento. 

"Os países que são grandes produtores de gás, como o Brasil, ou dispõem de empresas estatais verticalizadas atuando no setor ou dispõem de uma regulação estruturada em torno de uma atuação do Estado mais ativa. Estamos caminhando na contramão, com grandes chances de, no médio-prazo, isso se mostrar um grande erro. A entrada de múltiplos operadores no mercado nacional exige uma rediscussão sobre a regulação desse segmento. Não está claro como a ANP se comportará nesse novo cenário, tampouco houve uma discussão mais aprofundada sobre como se reorganizarão as regulações estaduais. Após a aprovação da lei muito provavelmente se intensificarão as pressões para a privatização de todas as distribuidoras estaduais de gás", afirmou Deyvid Bacelar, coordenador geral da FUP. 

Com a aprovação na Câmara, a Lei do Gás irá para o Senado Federal, para nova votação.

[FUP]

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[Reportagem do Jornal Brasil de Fato | Texto: Guilherme Weimann | Edição: Mariana Pitasse]

A Câmara dos Deputados deve votar nos próximos dias o Projeto de Lei (PL) 6407/2013, que propõe modificações no marco regulatório do gás natural. A votação, que estava prevista para esta quarta-feira, 26, deverá acontecer nos próximos dias, segundo informações da Agência Reuters. Os parlamentares aprovaram requerimento de urgência para acelerar a tramitação do PL. 

Batizado de “Nova Lei do Gás”, o PL incorpora uma série de medidas que vinham sendo implementadas pelo governo federal, desde 2016, com o objetivo  de retirar a centralidade estatal e incentivar a entrada de capitais privados.

Um dos principais entusiastas do projeto é o ministro da Economia, Paulo Guedes, que estima R$ 43 bilhões destravados imediatamente após a aprovação do projeto. O governo federal afirma ainda que o segmento pode receber  R$ 630 bilhões e gerar 1 milhão de empregos na próxima década.

O Executivo também idealiza um “choque de energia barata” com a aprovação do PL. A Secretaria Especial de Produtividade, Emprego e Competitividade (Sepec) tem uma expectativa de queda de 50% no valor do insumo, com a redução no preço do botijão de gás de cozinha, dos atuais R$ 80 para R$ 60, e a diminuição das tarifas de energia elétrica.

Esses dados, todavia, são totalmente desacreditados pelo economista e coordenador do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep), Rodrigo Leão.  

“O botijão de gás não tem nada a ver com esse projeto. Cerca de 80% dos botijões de gás saem das refinarias da Petrobras, não tem nada a ver uma coisa com a outra. A distribuição dos botijões também não tem nada a ver com a tarifa do gás natural. Acho pouco provável que o preço do gás natural diminua 50% porque o grosso do custo está na extração. Então, eu acredito que o preço final vai variar de acordo com o preço internacional do gás natural. Me parece uma loucura essa estimativa”, afirma.

Promessas

As  promessas do governo federal são contestadas, inclusive, por parcelas do próprio empresariado. O Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), por exemplo, é uma das entidades que classificam o projeto como “tímido”. Em debate realizado pelo Estadão, o diretor da CBIE, Adriano Pires, defende a criação de térmicas na base, ou seja, funcionando por tempo ininterrupto para garantir a demanda por gás natural e incentivar a criação de novos gasodutos. Atualmente, as termelétricas são acionadas apenas quando os níveis de água dos reservatórios hidrelétricos estão baixos.

Posicionamento semelhante emitiu a Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), que reúne as concessionárias estaduais dos serviços de distribuição de gás canalizado e outras empresas do setor. A organização avalia que a Nova Lei do Gás não dá garantias à expansão dos gasodutos no país.

O PL determina que a atividade de transporte de gás natural será exercida sob regime de autorização no lugar do regime de concessão. No modelo de concessão, uma empresa interessada em investir na construção de um gasoduto precisa vencer um leilão da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Com a mudança, basta o aval do órgão.

Essa mudança, porém, não aumenta a expectativa de alguns atores do setor, como a Abegás, que defendem o incentivo estatal para expandir os gasodutos a novos mercados consumidores. Nesse sentido, um lobby no Congresso Nacional conseguiu aprovar uma lei que fatia 20% do Fundo Social do Pré-Sal - que seria utilizado para educação e saúde - para a criação de uma estatal responsável pela expansão dos gasodutos, chamada Brasduto. Esse ponto da lei, que ainda aguarda sanção presidencial, provavelmente será vetado, segundo avaliações de parlamentares.

O ministro Paulo Guedes, entretanto, é contra a lei, sob a argumentação de que o mercado privado será o responsável pela expansão da malha dutoviária no país. Além disso, também já emitiu a opinião de que a construção de gasodutos é “coisa do passado”. 

“O que as pessoas não têm percebido é que temos ferrovias levando a produção agrícola para os portos. Esses trens vão cheios para o porto e voltam vazios. A forma mais barata de interiorizar o gás natural liquefeito é nesses trens quando voltam para o local de origem”, afirmou Guedes.

Leão, por outro lado, compartilha do pessimismo de que a aprovação da lei não ocasionará a expansão da malha dutoviário no país. “A rede de gasodutos está muito concentrada no litoral, em uma rede que vai desde Porto Alegre até o extremo nordestino. Também existe o Gasbol, que liga a Bolívia ao litoral paulista e uma outra pequena rede no Amazonas. A construção de novos gasodutos demanda investimentos gigantescos, por isso acho pouco provável que ocorra sem o aporte estatal. Não sou categórico em dizer que não haverá, mas acho pouco provável”, opina.

Saída da Petrobras

A Nova Lei do Gás incorpora uma série de medidas que já vinham sendo tomadas desde o impeachment da ex-presidenta Dilma Rousseff (PT). Durante a gestão de Michel Temer (MDB), o governo lançou o programa “Gás para Crescer”, que propunha discussões para retirar o papel da Petrobras no setor.

Já no governo de Jair Bolsonaro (sem partido), o Executivo colocou em prática um programa apelidado de “Novo Mercado do Gás”. Dentro dessa iniciativa, a Petrobras assinou um Termo de Compromisso de Cessação de Prática (TCC) com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), no qual se comprometeu em vender sua participação acionária nas distribuidoras de gás natural e diminuição no setor de transporte.

“Antes a Petrobras atuava como operadora e reguladora do setor de gás natural. Com essa lei, ela simplesmente não participa mais, restringindo seu papel à produção. Ela está saindo de todo o restante da cadeia, da logística, distribuição e termelétricas. A novidade dessa lei é uma saída mais agressiva da Petrobras, que já estava em curso há alguns anos”, avalia Leão.

A estatal já se desfez da totalidade de suas ações na Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG), de 90% da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) e de 49% da Gaspetro – o processo para alienação dos outros 51% já foi iniciado. Também está avançando na venda da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG), que controla o Gasoduto Brasil-Bolívia (Gasbol).

Em março, o Cade já havia imposto que a Petrobras renunciasse a um terço do volume importado pelo Gasbol, diminuindo de 30 para 20 milhões de metros cúbicos diários. Com isso, o excedente passou a ser comercializado pela iniciativa privada.

Além de ratificar todas essas medidas, a Nova Lei do Gás ainda impõe ainda mais restrições à Petrobras e incentivos a empresas privadas. A lei garante acesso de terceiros aos gasodutos de escoamento, às instalações de tratamento ou processamento de gás natural e aos terminais de GNL, além de reduzir a concentração na oferta.

A partir do acordo com o Cade, a Petrobras já havia sido proibida comprar gás natural de terceiros. A lei corrobora essa medida, que aumentará significativamente o número de fornecedores de gás natural no país – atualmente, 40 empresas produzem o insumo em território nacional.

Todavia, a estatal continua sendo a maior produtora do país. Em junho, de acordo com a ANP, 95% de todo o gás natural produzido no Brasil veio de campos operados pela Petrobras.

Infraestrutura deficitária

O gás natural é considerado uma energia de transição entre uma matriz energética essencialmente fóssil para uma na qual irá preponderar as fontes renováveis, como eólica, hidráulico e solar. Em 2018, o gás natural representava 13% da matriz energética brasileira, abaixo à média mundial de 22%.

Esse insumo é utilizado como combustível no transporte e nas usinas termelétricas, como fonte de energia residencial e na indústria, assim como matéria-prima em diversos setores produtivos, como na fabricação de fertilizantes, podendo ser convertido em ureia e amônia.

A intenção do governo em expandir a oferta de gás natural no país, inclusive, contradiz a estratégia de fechamento das Fábricas de Fertilizantes (Fafens) da Petrobras na Bahia, em Sergipe e no Paraná.

Fato é que existe uma subutilização do gás natural disponível. Um dos motivos, apontado por especialistas, é a infraestrutura deficitária: o Brasil possui apenas 9,4 mil quilômetros de gasodutos, enquanto a Argentina tem 16 mil quilômetros, os Estados Unidos 497 mil quilômetros e a Europa 200 mil quilômetros.

Por essa falta de estrutura para escoar o gás natural produzido, o Brasil reinsere nos poços um volume maior do que o importado da Bolívia. Cerca de 80% do gás produzido no Brasil é associado, ou seja, ele é retirado junto com o petróleo. Pela falta de gasodutos, principalmente no pré-sal, as empresas acabam injetando novamente o gás nos poços, o que aumenta a produtividade em relação à extração de petróleo.

De acordo com a Abegás, aproximadamente R$ 48,7 milhões são reinjetados diariamente nos poços em território brasileiro.

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Entre 2010 e 2019, a receita da participação especial caiu 79,20% para Campos dos Goytacazes e 95,54% para Macaé


Por Carla Borges Ferreira, pesquisadora do INEEP | Artigo publicado originalmente no Brasil de Fato


A Agência Nacional de Petróleo (ANP) divulgou recentemente os dados de distribuição de participação especial referentes ao segundo trimestre de 2020 e, pela primeira vez desde que começou a ser paga, os municípios de Campos dos Goytacazes e Macaé, localizados na região Norte do estado do Rio de Janeiro, não foram beneficiários desta participação governamental.

A participação especial é uma compensação financeira – como os royalties – extraordinária gerada em decorrência de grande volume de produção e lucratividade do campo de petróleo e gás natural. O cálculo para seu recolhimento é baseado em uma alíquota determinada a cada trimestre a partir da localização, o número de anos e o volume de produção, aplicada à receita líquida, também trimestral, do campo.

Historicamente os municípios do norte fluminense foram grandes beneficiários de recursos fiscais provenientes da exploração do petróleo justamente por se situarem em área de confrontação com a Bacia de Campos que – antes da descoberta do pré-sal – era a principal fronteira de produção de hidrocarbonetos do Brasil.

Campos dos Goytacazes e Macaé são os principais beneficiários da região. Nos últimos 20 anos, entre 2000 e 2019, acumularam respectivamente R$ 7,2 bilhões e R$ 1,02 bilhão somente em participações especiais.

Esta compensação financeira já chegou a representar mais de 33% da receita total do município de Campos dos Goytacazes em 2010, quando somou R$ 615,41 milhões, e quase 7% da receita total de Macaé, quando registrou de R$ 91,31 milhões.

Em 2019, em função da queda brusca na arrecadação da participação especial na região, houve significativa redução de sua parcela no orçamento destes municípios, chegando a 7,12% e 0,18%, respectivamente. Entre 2010 e 2019, a receita da participação especial caiu 79,20% para Campos dos Goytacazes e 95,54% para Macaé, atingindo R$ 128,02 milhões e R$ 4,07 milhões, respectivamente.

Como dito, no segundo trimestre de 2020, pela primeira vez desde a criação da compensação financeira, Campos dos Goytacazes e Macaé, entre outros municípios menores da região, não receberam participação especial.

“Como dito, no segundo trimestre de 2020, pela primeira vez desde a criação da compensação financeira, Campos dos Goytacazes e Macaé, entre outros municípios menores da região, não receberam participação especial.

A receita recebida no primeiro trimestre já havia sido muito pequena, de forma que o acumulado do primeiro semestre ficou em R$ 1,11 milhão para Campos dos Goytacazes e 313,28 mil para Macaé, valores praticamente insignificantes quando se considera a dimensão dos orçamentos destes municípios.

O motivo desta considerável redução se funda em dois aspectos principais: o ciclo da produção dos campos de petróleo combinado à um processo de desinvestimento; e a recente crise do setor petróleo. Portanto, uma conjunção de questões estruturais e conjunturais.

Em relação ao primeiro aspecto apontado, a Bacia de Campos é formada por campos maduros, que naturalmente vão perdendo seu vigor de produção. Associa-se a isso o fato de não haver grandes movimentos de investimentos com vistas a recuperação ou exploração de novos campos na região. Este arranjo implicou em queda de produção. E, para os campos mais robustos, que historicamente vinham gerando quantias significativas de participação especial, implicou no volume de produção abaixo dos limites mínimos para apuração da participação especial.

Por outro lado, em relação ao segundo aspecto, a queda abrupta do preço do barril de petróleo desde março deste ano, impactou a rentabilidade dos campos de petróleo e gás e, de forma ainda mais profunda, nos campos maduros, tendo em vista que seus custos de extração serem maiores. Tal impacto gerou, em alguns casos, receita líquida negativa, o que inviabiliza a cobrança da participação especial.

Diante desta realidade, as possibilidades de que Campos dos Goytacazes e Macaé voltem ao posto de grandes beneficiários das participações especiais, hoje ocupado por Maricá e Niterói, é remota.

“Diante desta realidade, as possibilidades de que Campos dos Goytacazes e Macaé voltem ao posto de grandes beneficiários das participações especiais, hoje ocupado por Maricá e Niterói, é remota.

Sem investimentos que possam promover recuperação dos campos maduros, ou exploração de novas áreas na bacia é pouco provável que a produção volte a crescer de forma a gerar arrecadação de participação especial significativa.

Por fim, em relação ao aspecto conjuntural, uma retomada dos preços do barril de petróleo pode vir a rebater positivamente nas receitas dos campos, provocando algum fôlego de retomada da arrecadação desta compensação financeira no próximo período.

[Artigo publicado originalmente no Brasil de Fato | Carla é  socióloga, mestre em Ciências Sociais pela Universidade Estadual de Londrina (UEL). É pesquisadora do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis -Ineep]

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