Atraso do Plano de Negócios da Petrobras

A área de Exploração e Produção (E&P), “core business” da Petrobras, provavelmente, não será poupada pelos cortes nos investimentos nos próximos anos. O real impacto da Operação Lava-Jato sobre a E&P será a revisão da curva de produção da petroleira e a diminuição dos esforços em exploração.

Quanto às pendências do balanço financeiro do terceiro trimestre de 2014, a ex-presidente da companhia admitia também que devia atrasar a publicação do plano de negócios, que costuma ser apresentado pela petroleira, geralmente, no início do ano. Dizia: “Não há menor condição de apresentar plano de negócios 2015-2019 até fevereiro, março ou abril. Supomos que em junho, no fim do primeiro semestre, teremos mais certeza sobre variáveis como câmbio, preço do petróleo e informações relativas à Operação Lava-Jato”.

O plano seria reduzir a necessidade de captações. A Petrobras trabalhava para não precisar ir ao mercado este ano e contratar o mínimo de dívidas possível em 2016 e 2017.

O fluxo de caixa da petroleira começa o ano de 2015 com saldo positivo de US$ 25 bilhões, enquanto o saldo final é estimado entre US$ 8 bilhões e US$ 12 bilhões. A expectativa é investir este ano entre US$ 31 bilhões e US$ 33 bilhões e gerar caixa operacional de US$ 28 bilhões a US$ 32 bilhões.

A revisão dos investimentos é necessária não somente devido às restrições ao mercado de crédito, mas também diante do cenário de queda dos preços do petróleo e desdobramentos da Operação lava-Jato sobre a disponibilidade de fornecedores no mercado.

O aumento da curva de produção continuará na lista de prioridade da companhia, mas que o cenário pede maior seletividade dos projetos da área. A essência do novo plano de negócios é a revisão do crescimento nos próximos anos.

O aumento da produção de petróleo não pode ocorrer em detrimento da rentabilidade. Não vai buscar pura e simplesmente uma meta de produção que não tenha boa margem positiva.

A queda dos preços do petróleo exigirá adaptações em projetos existentes e “testará” a rentabilidade dos novos projetos. A Petrobras está procurando alternativas como otimizações de layout de alguns projetos.

Uma das adaptações vem sendo feita em Marlim Sul, na Bacia de Campos. A companhia vai descontinuar o FPSO Marlim Sul e reconectar os poços da área em outras unidades com capacidade disponível. A intenção é reduzir o opex de projetos sem impactar a produção líquida da companhia.

No entanto, não há nenhum indicativo que os preços mais baixos do barril mudam os planos da companhia com relação ao pré-sal. A Petrobras vem tendo hoje resultados melhores, de produtividade por poço maior. A economicidade está melhor do que a prevista. O ponto de equilíbrio para os investimentos no pré-sal é de US$ 45 por barril.

Para este ano, a meta da companhia é aumentar a produção em 4,5%, para uma média de 2,125 milhões de barris/dia. O resultado será puxado pelo crescimento da produção em plataformas conectadas no ano passado, como os FPSOs Cidade de Ilhabela e Mangaratiba, e pela entrada em operação da P-61, em fevereiro, e do FPSO Cidade de Itaguaí, no quarto trimestre. O início da operação desses projetos deve compensar as perdas com paradas programadas para manutenção em plataformas, que devem reduzir em mais de 50 mil barris diários a produção este ano.

Na área de exploração, a companhia prevê reduzir a carteira de investimentos exploratórios ao mínimo. A Petrobras vai ter que ser de uma seletividade imensa ao avaliar se vale a pena participar de novos leilões de exploração.

No refino, a companhia optou pela descontinuidade dos projetos Premium I e II, que geraram uma baixa contábil da ordem de R$ 2,7 bilhões no balanço do terceiro trimestre de 2014. Não tem prazo para a conclusão do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) e da segunda etapa da refinaria Abreu e Lima (Rnest), em Pernambuco.

Ainda no refino, a Petrobras vai manter os preços da gasolina e do diesel em 2015, apesar da redução do preço do petróleo no mercado internacional. A diferença entre os preços dos combustíveis no mercado interno e externo é extremamente importante para o caixa da companhia nos anos de 2015 e 2016.

Quanto à atualização de seu plano de negócios, com uma meta de aumentar a produção em cerca de 1 milhão de barris por dia até 2018, a companhia vê a curva de produção ameaçada por uma série de fatores, como a queda do preço do petróleo e desdobramentos da Operação Lava-Jato sobre a capitalização da estatal e das fornecedoras e já considera a redução das metas como realidade.

Isso porque a execução de importantes obras de construção de plataformas e sondas está nas mãos de construtoras que passam por dificuldades de acesso ao crédito, como Engevix, OAS, UTC e Mendes Júnior.

Um dos projetos mais preocupantes do plano de negócios da estatal é o de construção de um conjunto de oito plataformas flutuantes de produção – chamadas FPSOs, no jargão técnico – para o pré-sal. Juntas, totalizam uma capacidade para produzir 1,2 milhão de barris ao dia. Os cascos estão a cargo da Engevix, que enfrenta situação de restrição ao acesso a crédito e avalia desinvestimentos para levantar caixa.

Do ponto de vista operacional, o desempenho da companhia na construção do primeiro casco gera dúvidas sobre o cumprimento dos prazos das obras das demais unidades. O casco da primeira plataforma, a P-66, foi concluído no final do ano passado, com dois anos de atraso. Com isso, as duas primeiras plataformas (as P-66 e P-67), inicialmente previstas para operar em 2015, foram postergadas para 2016.

O temor é que, diante dos problemas de caixa da Ecovix (estaleiro da Engevix), o ritmo das obras desacelere, justamente num momento em que o estaleiro começa a ganhar escala nas obras. Segundo a Petrobras, o casco e módulos da P-67 estão em estado avançado e a construção dos cascos das demais unidades segue o cronograma.

De acordo com a Engevix, os cascos das P-67 e P-69 se encontram atualmente no dique seco do estaleiro e têm 92% e 75% de suas execuções concluídas. A expectativa é que o casco da P-67 saia do dique no final de março, para a entrada da P-70, a quinta plataforma. Com dificuldades no cumprimento do cronograma do primeiro casco, a empresa transferiu a P-68 para a China. As obras, segundo a empresa, estão 85% concluídas.

Fora a construção dos cascos, o cronograma da integração dos módulos das plataformas também preocupa. A licitação para recontratação dos módulos de compressão de gás, após a rescisão do contrato com a Iesa, ainda não foi concluída pela Petrobras. Sem os equipamentos, o estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis (RJ), não tem como concluir a construção da P-66.

A interligação dos módulos da P-67 também gera preocupações. A Petrobras já confirmou que o casco da unidade será encaminhado ao estaleiro do Consórcio Integra (OSX / Mendes Jr), no Porto do Açu, em São João da Barra (RJ), conforme previsto em contrato. Segundo a Petrobras, o consórcio “está tomando as providências finais para permitir o recebimento do casco”. As duas sócias, contudo, enfrentam dificuldades financeiras justamente na fase em que será necessário capital para tocar as obras.

Este mês, as agências Standard & Poor’s e Moody’s rebaixaram o rating de crédito da Mendes Jr., como reflexo dos desdobramentos da Lava-Jato, para CCC+ e Ca, respectivamente. Já a OSX segue em recuperação judicial.

“Claramente há uma situação, no mínimo, de desconforto, de desestabilização do mercado”, comenta o ex-diretor da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e consultor independente, David Zylbersztajn.

Na construção das sondas, a empresa Sete Brasil vem atrasando o pagamento a fornecedores, o que gera temores sobre o ritmo das obras. Ao todo, 19 das 28 embarcações contratadas pela Petrobras junto à Sete estão previstas para entrar em operação até 2018. Desse total, segundo uma fonte a par do assunto, 17 estão hoje em construção, mas apenas duas com estágio de execução acima dos 80%.

Seis sondas estão a cargo do Estaleiro Enseada Paraguaçu, que convive com demissões desde que a Sete Brasil interrompeu os repasses ao estaleiro, no final do ano passado. Soma-se a isso a dificuldade da UTC e OAS, sócias da Odebrecht e Kawasaki no EEP, em acessar o mercado de crédito.

Responsável também pelas obras de conversão das plataformas da cessão onerosa (P-74, P-75, P-76 e P-77), no estaleiro Inhaúma, no Rio, o Enseada já estuda um novo rearranjo societário para levantar capital, diante das dificuldades de captação das empresas envolvidas nas obras. No início do mês, a OAS teve suas notas rebaixadas pelas agências S&P e Fitch para nível “D”, que já reflete alta probabilidade de “default” (calote) por parte da empresa. No mercado, cresce a expectativa de que a construtora entre em recuperação judicial.

Procurado, o Enseada esclarece que o contrato com a Petrobras, executado no Inhaúma, tem transcorrido dentro da normalidade. O avanço físico da P-74 é de 92%, enquanto as conversões da P-75 (84%), P-76 (78%) e P-77 (78%) caminham para fase final. As obras estão previstas para serem finalizadas em 2015.

A companhia afirma, ainda, que as etapas de engenharia e de suprimentos para fabricação de todas as seis sondas para a Sete Brasil estão em andamento. As etapas de fabricação, construção e montagem já foram iniciadas nas duas primeiras embarcações, que apresentam avanço físico global de 54% e 18% respectivamente. A primeira sonda, Ondina, está prevista para ser entregue em 2016, enquanto a segunda, Pituba, em 2017.

Se, por um lado, o atraso nos investimentos reduz a necessidade de captação no curto prazo, por outro, traz perdas indiretas ao caixa da empresa. Com uma curva de produção tão acentuada, qualquer atraso tem impactos bilionários sobre o caixa da companhia. Em 2014, por exemplo, a Petrobras deixou de faturar US$ 1,5 bilhão por ter produzido 15,3 milhões de barris abaixo da meta de crescimento de 7,5%, segundo o Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE).

A própria petroleira já admite que a área de Exploração e Produção não será poupada dos cortes de investimentos. A avaliação é que a Lava-Jato trará impactos diretos sobre a realização física das obras em plataformas. A queda do preço do petróleo também precisa ser considerada. Como já dito, a Petrobras não vai buscar pura e simplesmente uma meta de produção que não tenha boa margem positiva.