No ano em que a Petrobras teve queda de 33% nos ganhos e reteve dividendos extraordinários de mais de R$ 40 bilhões, a estatal também decidiu retomar a política de diversificação dos investimentos e acabar de vez com o programa de desinvestimentos colocados em prática nos governos Michel Temer e Jair Bolsonaro. Os projetos vão desde a retomada de refinarias e fertilizantes até usinas térmicas e projetos de eólica offshore.
Na teleconferência dos resultados, os diretores detalharam os investimentos da companhia em 2023. Mas também garantiram que, em algum momento, ainda não definido, os dividendos reservados irão para o bolso dos acionistas e não podem ser usados para outros fins, como investimentos.
“O dividendo é para distribuição de qualquer forma. Não pode pagar dívida ou investir, como falsas notícias que andam por aí”, disse o presidente da estatal, Jean Paul Prates. A decisão de mandar o lucro remanescente do quarto trimestre de 2023 para uma reserva de remuneração de capital, e não para dividendos extraordinários, fez com que a estatal perdesse R$ 54,3 bilhões em valor de mercado nesta sexta-feira, 8. Ela passou a valer R$ 474,7 bilhões.
Sobre os investimentos, o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação, Carlos Travassos, afirmou que a Petrobras foi a única petroleira de grande porte a colocar cinco plataformas em operação no ano passado, elevando a capacidade instalada de produção em 630 mil barris de óleo por dia.
No segmento de refino, Travassos destacou a retomada das obras da Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, que foi separada em três fases. A primeira fase, que vai acrescentar capacidade de processar mais 15 mil barris por dia, está prevista para ser concluída este ano. Na segunda fase, haverá a expansão do Trem 1 da refinaria em 15 mil bpd, previsto para ficar pronto em 2025.
“Na próxima semana vamos receber as propostas para adequação do Trem 2 da Rnest”, disse o executivo, explicando que o processo de contratações para o início das obras está em andamento e quando concluído vai acrescentar 130 mil bpd.
O diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, disse que a estatal reservou R$ 3,8 bilhões em capex corrente para manutenção de refinarias em 2024.
Em 2023, os investimentos dessa natureza somaram R$ 3,1 bilhões. Houve paradas programadas para manutenção ou melhorias de relevo em pelo menos quatro refinarias da Petrobras (RPBC, Refap, Reduc e Regap), segundo a apresentação de França na teleconferência.
Além disso, a Petrobras está em negociação para recomprar a refinaria de Mataripe (ex-Rlam, vendida à Acelen, controlada pelo Mubadala). O presidente da estatal, Jean Paul Prates, confirmou que há conversas porque a Petrobras recebeu um convite dos atuais donos.
“Conversamos com eles porque recebemos um convite. Achamos interessante analisar e estamos analisando”, disse com relação à convocatória para negociações da Acelen sobre a refinaria e outros negócios de biorefino no apagar das luzes de 2023.
Prates disse que o termo “renacionalização de ativos” é “mofado” e não faz parte do vocabulário da atual gestão da Petrobras. Segundo ele, a Petrobras não tem a intenção de recomprar ativos que pertenciam à empresa e foram vendidos à iniciativa privada no passado, mas vai manter conversas sobre o que interessa do ponto de vista de negócio.
“‘Renacionalização’ de ativos não faz parte do nosso vocabulário. Olhamos para qualquer um desses ativos (vendidos no passado) como ativos de negócios. E se tiver de ter maioria por questão estratégica, teremos. Se não for o caso, não teremos. Se não for do interesse da Petrobras, não faremos proposta ou abordagem qualquer. Não estamos aqui para renacionalizar, reestatizar, nada disso. Estamos olhando ativos e vendo se interessa ou não”, disse.
Antes, também na teleconferência, ele já havia reiterado que Vibra (Ex-BR Distribuidora) “não está na mesa” e que não há estudos para recompra dessa empresa dentro da Petrobras.
Fertilizantes
Outra área que voltou ao radar da Petrobras é o de fertilizantes. O diretor de Processos Industriais e Produtos da estatal, William França, afirmou que a Petrobras está “trabalhando forte” para ser um player no negócio de fertilizantes e não apenas uma fábrica, o que seguiria diretriz estratégica aprovada pelo Conselho de Administração da estatal.
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Na apresentação, ele cita a Unidade de Fertilizantes III, em processo de reavaliação; o estudo de alternativas para a retomada da produção da Ansa; e estudos de parcerias no segmento, em plantas atuais ou novas e para a descarbonização da produção.
O mesmo valeria para Petroquímica, ramo em que a estatal já tem participação na Braskem, passível de aumento, e avalia novas oportunidades. Neste caso, cita a ambição de integração com o refino e de encontrar alternativas para investimento na produção de químicos básicos e resinas.
Térmicas
Na área de energia elétrica, o diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Maurício Tolmasquim, informou que a estatal vai avaliar o leilão de reserva de capacidade, lançado nesta sexta-feira pelo Ministério de Minas e Energia (MME). Segundo ele, é possível que a companhia participe.
“Vamos analisar o leilão, mas existe uma possibilidade de vir a participar porque temos algumas térmicas que estão descontratadas e elas poderiam participar desse leilão, é uma possibilidade concreta”, disse Tolmasquim. Ele explicou ainda que a empresa pretende construir uma nova termelétrica no Gaslub (ex-Comperj), mas que não daria tempo de entrar no leilão de capacidade, mas poderá entrar em leilões futuros.
Questionado se a Petrobras poderia se interessar pela compra dos ativos da AES que estão à venda no Brasil, Tolmasquim explicou que poderá analisar projetos de energia renováveis, mas não está nos planos comprar térmicas de terceiros. “A gente, em termos de térmicas, não pretende adquirir térmicas de terceiros. Se tiver questão de portfólio de renováveis pode analisar como está analisando de várias outras empresas”, concluiu.
Recorde de contratos de gás natural
Tolmasquim disse que a Petrobras teve um recorde de celebração de contratos de fornecimento de gás natural em 2023. Ao todo, foram 34 contratos com 15 distribuidoras.
“São 22 milhões de metros cúbicos de gás por dia a partir desse ano, o que equivale a 55% do mercado térmico brasileiro”, comparou. Em termos de receita, disse Tolmasquim, isso vai gerar um montante de R$ 167 bilhões no horizonte de até 11 anos.
Ele afirmou ainda que, em 2023, a Petrobras assinou memorandos de entendimento com 45 empresas visando ter opções para novos negócios à frente. Entre elas estão a geração de energia renovável e projetos de captura e armazenamento de carbono (CCUS).
“Assinamos MOUs com 45 empresas, são 45 oportunidades de negócios sendo analisadas. Não faremos (negócio) com isso tudo. Ao contrário, será uma porcentagem pequena. Mas é importante ter grande número de possibilidades para selecionar melhor”, disse.
Na apresentação de Tolmasquim, era citada a avaliação de oportunidades para 30 GW em eólicas offshore e projetos de hidrogênio de baixo carbono e derivados. Aí, a Petrobras teria foco em grandes consumidores industriais, além de oportunidades para consumo próprio.
No tópico sobre CCUS, era citado o projeto piloto no Rio de Janeiro, além de estudos para hubs industriais no próprio Rio, São Paulo e Espírito Santo.
Mercado de diesel R
O diretor de logística e comercialização da Petrobras, Claudio Schlosser, disse que, apesar da falta de um mandato específico para o diesel verde na mistura do diesel, a companhia tem conseguido negociar o fornecimento do produto com algumas distribuidoras, caso de Ipiranga e Sim, distribuidora regional do Rio Grande Sul.
“Como o mercado de diesel R ainda é voluntário, não tem mandato, trabalhamos direto com algumas distribuidoras. Destaco a distribuidora regional Sim e a Ipiranga”, disse.
A Petrobras defende a criação de um mandato específico para o diesel R com teor renovável que produz hoje, para além do mandato do biodiesel, de 14%. O tema é assunto de discussão no Congresso Nacional, na esteira do projeto de lei sobre combustíveis do futuro, em vias de ir a votação no plenário.
O projeto prevê a criação de um mandato específico de até 3% para HVO, mas o relator, Arnaldo Jardim (Cidadania-SP), já disse publicamente que o texto não vai contemplar o diesel coprocessado, caso do produzido pela Petrobras, feito por meio do coprocessamento de óleos fóssil e vegetal.
Margem Equatorial
Segundo o diretor de Exploração e Produção da estatal, Joelson Mendes, a empresa aguarda várias licenças, sendo as mais impactantes as aguardadas para a Margem Equatorial, região que pode ajudar a companhia a aumentar suas reservas de petróleo. Por isso, ele afirma que a greve do Ibama está preocupando a Petrobras.
“É preocupante a greve do Ibama e a gente trabalha com muitas licenças. A mais impactante talvez seja na Margem Equatorial. Estamos fazendo um segundo poço e não tem licença para um terceiro poço, e pode vir nos impactar sim”, respondeu Mendes a um analista.
De acordo com Mendes, a área de E&P já está fazendo análises de risco sobre o atraso das licenças, mas não deu detalhes.
Sem alavancagem adicional
Apesar da análise declarada para investimentos em novos negócios não só em refino, como em geração de energia renovável e descarbonização, Leite disse que a companhia não enxerga necessidade de alavancagem adicional para a realização de fusões e aquisições futuras.
“Manutenção de nível de alavancagem e gestão de capital são mantras para nós”, disse Leite. Ele comentou, especificamente, sobre Mataripe e disse que a análise da Petrobras sobre os negócios da Acelen no Nordeste é global.
“Estamos analisando o todo. Tem combustível de aviação verde, tem biorefino, horizontes novos. Mas a possibilidade de endividamento para isso (compra de participação em Mataripe) não está em consideração. Não esperamos tomar dívida para comprar (participação), disse Leite.
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