Petro Notícias - SP   28/02/2025

A diretoria da Petrobrás se reuniu na tarde desta quinta-feira (27) na sede da companhia, no Rio de Janeiro (RJ), para conceder uma coletiva de imprensa e detalhar os resultados financeiros e operacionais de 2024. O Petronotícias publica a seguir alguns dos principais pontos comentados na entrevista, dando destaque especialmente às falas sobre a recomposição de reservas e as novas licitações para contratações de FPSOs. A presidente da companhia, Magda Chambriard, destacou que não existe incorporação de reservas sem pensar em atividade exploratória. Contudo, falou também que investimentos em campos mais maduros, já desenvolvidos, geram reservas e novos projetos que trazem petróleo novo. Já a diretora Sylvia dos Anjos afirmou que o campo de Tupi, na Bacia de Santos, voltará a produzir 1 milhão de barris. Além disso, a Bacia de Campos também tem o objetivo de alcançar esse mesmo patamar de produção. Já a diretora Renata Baruzzi trouxe uma atualização sobre as licitações de novos FPSOs e revelou que a nova concorrência para Barracuda-Caratinga será lançada ainda neste semestre, agora na modalidade BOT.

Poderia começar com uma mensagem inicial sobre o resultado do quarto trimestre?

Magda Chambriard – Havia uma expectativa de um lucro um pouco maior da Petrobras. Quero destacar que, apenas em função da variação cambial, tivemos um impacto de R$ 59 bilhões no lucro. No entanto, esse efeito não afetou o caixa da companhia nem o fluxo de caixa livre. Esse impacto resulta das variações nas dívidas entre diferentes atores dentro do sistema Petrobrás. Temos operações entre a holding Petrobrás e suas partes relacionadas, tanto no Brasil quanto no exterior. Quando analisamos o fluxo de dinheiro dentro desse sistema, percebemos que a desvalorização cambial ao longo de 2024 afetou o lucro da companhia em R$ 59 bilhões.

Fechamos o quarto trimestre com o dólar a R$ 6,19. Considerando que, atualmente, o câmbio está entre R$ 5,75 e R$ 5,80 – e usando uma média de R$ 5,75 –, já teríamos um efeito positivo no lucro de cerca de R$ 11 bilhões no primeiro trimestre de 2025. Ou seja, estamos falando de impactos contábeis que não afetam diretamente o caixa da companhia, mas que refletem as obrigações de uma empresa multinacional. Se não fossem esses eventos pontuais, como o acordo tributário do segundo trimestre, nosso lucro líquido [anual] teria sido da ordem de R$ 103 bilhões. É importante destacar que, se a valorização do real frente ao dólar continuar ou até se intensificar, esse movimento representará um lucro no primeiro trimestre de 2025.

Quais são as perspectivas para este ano?

Magda Chambriard – Estamos confiantes de que 2025 será um ano de excelentes resultados para a companhia. Temos plataformas de grande porte entrando em operação e outras em fase de ramp-up. Quero destacar a plataforma Almirante Tamandaré. Embora sua chegada ao Brasil estivesse prevista para 2025, conseguimos antecipá-la para 2024. Como resultado, já conectamos o primeiro poço da unidade, que está produzindo entre 30 e 40 mil barris por dia em ramp-up, com potencial para atingir 70 mil barris sozinho. Isso indica que, se outros dois poços apresentarem desempenho semelhante, a plataforma poderá operar próxima de sua capacidade máxima de 225 mil barris por dia com apenas três poços.

Isso reforça o grande potencial do pré-sal, especialmente nos campos de Búzios e Sépia, além de outras áreas que planejamos desenvolver até 2030. Estamos acelerando nossa produção e não vamos parar.

Falando agora sobre novos projetos, recentemente foi publicada na imprensa uma notícia de que técnicos do Ibama teriam voltado a recomendar uma negativa para a perfuração. A Petrobras já recebeu essa informação oficialmente?

Círculo em vermelho destaca o local onde o poço da Petrobrás será perfurado, a 500 km da foz do Rio Amazonas

Clarice Coppetti – Assim que a matéria foi publicada pelo jornal O Globo, nós consultamos o sistema do IBAMA, onde são registrados todos os pedidos de licenciamento e seus respectivos posicionamentos técnicos. Não encontramos nada novo lá. Além disso, de acordo com o regimento do IBAMA, a diretoria de licenciamento é a responsável por consolidar as avaliações e emitir um parecer final. Como esse posicionamento técnico não foi registrado no sistema e O Globo também não divulgou maiores detalhes, seguimos aguardando o acesso à informação oficial.

Estamos confiantes de que a Petrobras está cumprindo integralmente os manuais e exigências do IBAMA. Nossa estrutura para a campanha exploratória em Amapá Águas Profundas conta com o maior plano de resposta a emergências do mundo na indústria de petróleo. Não há nada similar. Além disso, confiamos na análise dos nossos técnicos e dos especialistas do IBAMA.

É importante ressaltar que, mesmo quando há um parecer técnico, o processo dentro do IBAMA ainda passa por diversas etapas antes da decisão final do instituto.

Magda Chambriard – É importante que se diga que sequer sabemos se essa informação divulgada é real.

Ontem, na divulgação dos resultados da Transpetro, foi mencionado um investimento no modal rodoviário. Isso sugere que a Petrobras está se estruturando para essas vendas diretas por meio da Transpetro? Existe a possibilidade de uma nova “BR Distribuidora” surgindo a partir desse movimento?

Magda Chambriard – Não estamos montando outra distribuidora. Quando vendemos a BR Distribuidora, assumimos um acordo de não concorrência, que nos impede de atuar na revenda de combustíveis, pelo menos até 2029. No entanto, esse acordo permite a venda direta para grandes consumidores. Esse modelo exige infraestrutura, parte da qual já temos, e parte precisaríamos desenvolver, avaliando se vale a pena. Como sempre, analisamos todas as oportunidades de negócio dentro dos critérios de governança e rentabilidade da Petrobras.

Claudio Schlosser – A Petrobras já realiza vendas diretas de produtos como enxofre, asfalto e coque. Isso é sempre uma oportunidade interessante. No caso dos combustíveis, há uma regulação específica. O diesel A (sem adição de biodiesel) deve ser vendido para distribuidoras, conforme a Resolução 852 da ANP. No entanto, essa mesma norma permite que a Petrobras adicione o biodiesel e comercialize o diesel B diretamente para o mercado. A venda direta nos dá uma oportunidade estratégica de conhecer melhor o mercado, entender as necessidades dos consumidores e expandir nossa presença comercial.

Outro ponto importante é o diesel R5, um combustível de consumo voluntário. Em outubro do ano passado, firmamos uma parceria com a Vale para fornecer esse diesel diretamente para caminhões off-road e locomotivas. A Petrobras também avançou no B24, um combustível sustentável. O interessante é que alguns clientes compram o B24 justamente porque também querem adquirir o combustível fóssil tradicional, alinhando essa compra com sua estratégia de transição energética.

Desde 2023, a Petrobras tem enfrentado dificuldades nas licitações, tanto na contratação quanto na competição. Gostaria de saber se, apesar da antecipação de investimentos, especialmente em Búzios, podemos esperar que, no médio prazo, o resultado não seja tão positivo devido a atrasos em cronogramas de outros projetos.

Renata Baruzzi – Quando refizemos nosso planejamento estratégico, já incorporamos esses insucessos [nas licitações mais recentes]. Estamos com a licitação da P-86 na rua. Já em relação a Albacora Leste, estamos a aguardando autorização do parceiro [para lançar a licitação]. Já as concorrências de Sergipe Águas Profundas (SEAP) 1 e 2 estão na rua. Em relação ao projeto de Barracuda-Caratinga, cancelamos a licitação devido à inviabilidade do projeto e à modalidade de afretamento, mas vamos relançar a licitação ainda este semestre.

Por outro lado, antecipamos alguns projetos. O FPSO Alexandre de Gusmão vai chegar semana que vem ao Brasil, com destino ao campo de Mero. O FPSO Marechal Duque de Caxias, por exemplo já bateu 100 mil barris, após três meses de produção. E o FPSO Almirante Tamandaré também já contribuiu o campo de Búzios alcançar a marca de 800 mil barris.

Qual o impacto do cancelamento da licitação de Barracuda-Carantiga?

Renata Baruzzi – O impacto do cancelamento de Barracuda-Caratinga será pequeno frente aos outros projetos mencionados. Ainda não temos a data de entrada em operação, mas como comentei no webcast com investidores, estamos fazendo de tudo para antecipar projetos. Para Barracuda e Caratinga, vamos seguir com o modelo BOT, como já prevíamos, caso não conseguíssemos avançar com o modelo anterior.

Magda Chambriard – E, é importante destacar, a alteração feita no edital de SEAP prevê que o vencedor da primeira plataforma também poderá fornecer a segunda. Se tudo ocorrer conforme o planejado, podemos recuperar o atraso, embora seja cedo para garantir isso.

Para além da Margem Equatorial e da Bacia de Pelotas, existe hoje algum plano, a curto e médio prazo, para aumentar as reservas?

Navio-sonda ODN II está atualmente na Bacia Potiguar e deve ser usado na Bacia da Foz do Amazonas após liberação da licença do Ibama

Magda Chambriard – Primeiro, não existe incorporação de reservas sem pensar em atividade exploratória. A atividade exploratória é inerente e é a base para a recomposição de reservas. Além disso, temos a melhoria da recuperação de campo. Ou seja, investimentos em campos mais maduros, já desenvolvidos, geram reservas e novos projetos que trazem petróleo novo. Portanto, estamos focados nas duas frentes. Temos um esforço grande, inclusive na Bacia de Campos, que tem sido enfatizado, para aproveitarmos ainda mais os ativos dessa bacia. E estamos também repaginando a atividade exploratória da Petrobras, olhando ativos no exterior.

Sílvia dos Anjos – Boa tarde. Como a presidente mencionou, em termos de reservas, estamos sempre buscando novas reservas. Sabemos que teremos um pico de produção até 2030- 2031, com declínios naturais. Por isso, nossa busca por novas reservas, novos campos e exploração continua. Um grande potencial que já discutimos bastante é a Margem Equatorial. Na área do Amapá, por exemplo, temos seis blocos e oito poços a perfurar, com investimentos previstos de 3 bilhões de dólares entre 2025 e 2029, visando a aquisição de novas reservas.

FPSO Almirante Barroso, no Campo de Búzios

Além disso, a presidente falou muito bem sobre cuidar do que já temos, como Tupi e Mero, que são campos gigantes, os quais vamos tratar com muito cuidado para evitar um declínio tão acentuado como o da Bacia de Campos. O campo de Tupi, por exemplo, voltará a produzir 1 milhão de barris com o programa Tupi+, que inclui várias iniciativas de melhorias, como aproveitamento das plataformas e novos revites.

Temos também a própria Bacia de Campos, com a meta de voltar a produzir 1 milhão de barris nos próximos 10 anos. E Búzios, que atingirá 1 milhão de barris em breve. Ou seja, nossa estratégia é produzir mais do que já temos, aumentando a produção de campos maduros e desenvolvidos.

Além disso, tivemos um ganho significativo com a lei que permite a prorrogação dos contratos de partilha. Antes, não era possível estender a produção de campos de partilha após 35 anos. Com a nova legislação, podemos fazer investimentos para garantir a vida longa de campos como Mero, Búzios, Itapu, Atapu e Sépia, o que resulta em aumento das reservas.