PETROBRAS NA COLÔMBIA.

 

Petrobras participa de descoberta em mar na Colômbia

 

 

A Petrobras foi notícia na Colômbia nos últimos dias por participar da maior descoberta da América Latina em 2014 e a primeira em águas profundas no Caribe colombiano. Em dezembro, a empresa havia comunicado a descoberta, mas agora foi divulgado a estimativa de reservas de gás encontrada em uma perfuração do poço Orca 1, no bloco Tayrona.

A consultoria Wood Mackenzie estimou em 264 milhões de barris equivalentes as reservas do local, classificando o campo como “a maior descoberta de hidrocarbonetos na América Latina em 2014”. A estimativa, se confirmada, é uma ótima notícia para a Colômbia, cujas reservas de gás têm previsão para se esgotar em 15 anos e as de petróleo, em sete. O setor de petróleo responde por mais de metade das exportações do país.

A Petrobras é operadora da área, com participação de 40% em um consórcio que tem a estatal colombiana Ecopetrol (30%), a espanhola Repsol (20%) e a norueguesa Statoil (10%).

Mesmo sendo importante por comprovar a existência de hidrocarboneto em uma região de fronteira, e com potencial importante para a Colômbia, para a Petrobras a descoberta acontece em momento de venda de ativos e dificuldades de caixa. E exigiria investimentos elevados em um momento que

ela enfrenta um pesadelo com as investigações da Lava-Jato e precisa reforçar o caixa depois que anunciou uma redução dos investimentos.

A Colômbia foi o primeiro país em que a Petrobras abriu uma sede fora do Brasil, em 1971. Desde o fim de 2013, porém, a empresa vem se desfazendo de ativos colombianos. Atualmente, possui alguns postos de gasolina e uma fábrica de lubrificantes, além dos trabalhos de exploração offshore.

Se confirmados os 264 milhões de barris equivalentes descobertos na Colômbia – ou 1,5 Trilhão de Pés Cúbicos (TCF) de gás – esse volume não chama a atenção quando comparado às gigantescas reservas encontradas no pré-sal brasileiro. Sozinho, o campo de Mexilhão, no pós-sal da Bacia de Santos, tem 42 bilhões de metros cúbicos. E quando consideradas as reservas de gás da Bacia de Santos (Mexilhão e o pré-sal) já provadas, o volume chega a 160 bilhões de metros cúbicos (5,6 TCFs), de acordo com dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Sob outro ângulo, quando consideradas as reservas totais dessa bacia (somando as possíveis, provadas e prováveis) o volume chega a 395 bilhões de metros cúbicos de gás (ou 14 TCFs). Por esses números, pode-se ver a importância relativa da descoberta no Caribe em relação às da costa brasileira. A descoberta de fato é notável para a Colômbia.

A Colômbia, que precisa descobrir novas reservas para manter suas exportações petroleiras, vem encontrando dificuldades para atrais investidores no setor, em grande parte devido à ausência de descobertas significativas nos últimos anos. “Agora que se sabe que há gás no Caribe colombiano, isso deve despertar o interesse dos investidores, o que é muito bom para o governo colombiano”, diz uma fonte do governo brasileiro.

Mas é preciso checar a viabilidade do investimento caso esses volumes sejam confirmados. O problema do gás é que seu transporte exige infraestrutura cara para tirar do mar e levar até a costa por meio de gasodutos submarinos. Isso normalmente precisa ser feito depois de uma análise do mercado consumidor que permita “monetizar” esse gás, ou seja, tornar recuperável o investimento.

Segundo a mesma fonte do governo brasileiro, esse novo campo precisaria de cerca de cinco anos de investimentos até entrar em produção, a partir do momento em que se decida que a área é comercialmente viável. 4

Outra alternativa de escoamento é por meio de unidades de liquefação, para que o gás seja exportado na forma de Gás Natural Liquefeito (GNL). E no momento os preços estão em queda livre. No Japão, que é o maior comprador de gás devido à sua enorme utilização para geração termelétrica (em substituição às usinas nucleares depois do acidente da usina de Fukushima), os preços do GNL despencaram de US$ 18 a 20 por milhão de BTU que eram pagos no início de 2014 para US$ 7 a US$ 8 por milhão de BTU recentemente.

A Petrobras assinou ontem com o Banco de Desenvolvimento da China (CDB) contrato de financiamento, por meio da subsidiária Petrobras Global Trading, no valor de US$ 3,5 bilhões. O contrato é o primeiro de um acordo de cooperação a ser implementado ao longo de 2015 e 2016, informou a empresa.

Fonte: Valor Econômico

PETROBRAS – Produção do pré-sal supera expectativas.

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Produção do pré-sal já é muito superior à expectativa e ao programado pela Petrobras

Blog do ZéDemorou a sair, mas publicaram hoje uma reportagem com um balanço da produção do pré-sal, já muito superior à expectativa e ao programado pela Petrobras. Está na Folha de S.Paulo. Não é a principal da economia do jornalão, não tem manchete de 1ª página, nem sequer da capa do caderno Mercado onde está publicada (esse destaque, reservam para o escândalo que fomentam diariamente contra a estatal) , mas vale a pena ler “Mais produtivo, pré-sal exige menos investimento da Petrobras”.

A reportagem mostra que a produtividade dos poços da camada marítima supera a previsão inicial, beneficia largamente a estatal neste momento em que ela precisa proceder a cortes de investimentos e que só a Bacia de Santos já produz 25 mil barris/dia, quando a previsão para esta época era de 15 mil barris/dia, divulgada à época da descoberta do pré-sal em 2010.

É assim, o governo e a Petrobras têm de travar uma batalha diária contra o boicote da mídia à estatal, às suas atividades diárias. A mídia em geral esconde os dados da empresa. Vejam bem o pré-sal já responde por 1/3 de nossa produção de petróleo e a produtividade média que
era esperada, como já dissemos, de 15 mil barris diários, já é de 25 mil na camada marítima.

Governo e estatal, uma batalha diária contra o boicote da mídia

Outro dado que nem está na reportagem da Folha é que o tempo médio de perfuração tem caído. Um sucesso, portanto, o pré-sal, sua exploração e a atuação da Petrobras. No entanto, o que ganha mais destaque na mídia são as reportagens negativas e/ou escandalosas sobre a empresa.

Na própria página da Folha em que é publicada essa reportagem “Mais produtivo, pré-sal exige menos investimento da Petrobras” o que sai com maior espaço e quase ganha mais destaque é a critica de um representante dos acionistas minoritários da estatal, que deixou seu Conselho de Administração.

Outra informação escondida pela mídia – e que só recebe rápida menção da reportagem da Folha hoje – é que a queda do preço internacional do petróleo, apesar de reduzir a geração de caixa da empresa, ajuda-a também proporcionando uma redução do custo do investimentos no setor, já que os preços dos equipamentos e serviços seguem a cotação do óleo.

Continuam querendo mudar o modelo de partilha

Claro, de acordo com a posição do jornal, interesses dele e os interesses que defende, a reportagem da Folha não poderia deixar de voltar a bater na tecla da mudança do modelo de partilha para acabar com a participação obrigatória da Petrobras ao menos de 30% como operadora única do pre sal. Esconde, também – a Folha e a mídia, em geral – que em todo o mundo todas as petroleiras estão cortando investimentos, pagando mais pelas suas dívidas e não distribuindo lucros e dividendos dado o serviço da dívida que acumularam.

O fato é que a Petrobras está fazendo o dever de casa, aumentando a produção, inaugurando uma super refinaria – a General Abreu e Lima, em Pernambuco – reorganizando seus investimentos e sua dívida, vendendo ativos mas mantendo o pré-sal e o aumento da produção.

Imprescindível que vocês leiam, também, “Para entender o balanço da Petrobras”, do Luís Nassif na Coluna Econômica do seu blog. É praticamente uma reportagem e, ao mesmo tempo uma análise do 57º Fórum de Debates Brasilianas, que discutiu as perspectivas do pré-sal
e os problemas da Petrobras com as agências de rating.

PETROBRAS – Balanço contábil.

Para entender o balanço contábil da Petrobrás

Fonte: Jornal GGN
Autor: Luís Nassif

O 57o Fórum de Debates Brasilianas, sobre as perspectivas do pré-sal, permitiram elucidar um dos nós dos problemas da Petrobras com as agências de rating.

Há dois modelos de exploração de petróleo: a concessão e a partilha.

Na concessão, faz-se o leilão pelo maior lance. Quem vence dá um lance pelas reservas e, depois, paga royalties sobre a produção. Como “comprou” a concessão, a reserva medida entra como ativo da empresa. Na partilha, em geral, paga-se em petróleo pela exploração do campo. Mas a reserva não é considerada ativo. Ou seja, entra no fluxo de resultados da companhia, na medida em que seja retirado, mas não como ativo.

Trata-se de uma mera questão contábil.

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Imagine duas empresas do mesmo tamanho, aplicando a mesma quantidade de recursos na exploração de dois campos, um pelo regime de partilha, outro pelo regime de concessão.

O esforço exploratório é o mesmo, assim como o capital investido e a receita de exploração.

No entanto, contabilmente no sistema de concessão a alavancagem – relação endividamento / patrimônio líquido será mais favorável à empresa que explora pelo regime de concessão.

Ora, a análise de risco visa orientar o investidor sobre a maior ou menos solidez das companhias. Não pode se prender a filigranas contábeis.

No caso da concessão, o ativo é calculado multiplicando-se as reservas medidas pela cotação do petróleo. No caso da partilha, teria que se estimar o fluxo futuro de produção do campo a uma determinada taxa de desconto.

De qualquer modo, seria um caso típico de medir situações similares com métricas diferentes. Se os campos da Petrobras fossem contabilizados como ativo, o balanço passaria em qualquer teste de alavancagem com louvor.

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Houve outras discussões sobre os critérios utilizados na avaliação da empresa.

PhD da área de petróleo e gás, assessor legislativo, ex-engenheiro da Petrobras, Paulo César Ribeiro Lima questionou a metodologia de reavaliação dos ativos da empresa – o chamado teste de impairment – efetuado no final da gestão Graça Foster.

Esse teste consiste em analisar o fluxo estimado de resultados de uma empresa – quando existem mudanças fortes no cenário – e lançar os resultados no balanço. Ou seja, se os ativos físicos da empresa estão contabilizados por, digamos, 100 e o teste o impairment avalia o resultado do fluxo em 40, a diferença tem que ser abatida no patrimônio líquido registrado em balanço. Foi o que fez com que a Abreu de Lima significasse uma baixa enorme no balanço da Petrobras.

O que Ribeiro Lima questiona é que avaliou-se a refinaria isoladamente e não na forma integrada com outras áreas da empresa. Com a Petrobras, Abreu e Lima se beneficia da terminais, dutos, transporte marítimo e toda a estrutura integrada. Em mãos de terceiros, não terá a mesma sinergia.

Essa integração garante a produção de diesel a 60 centavos de dólar o litro, contra um preço internacional de 1,35.

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O pano de fundo do seminário, porém, foi a demora em se solucionar a questão da Sete Brasil – a empresa formada para adquirir sondas.

Se não houver solução rápida, poderá levar de roldão toda a cadeia naval e seus fornecedores.