PETROBRÁS ESTÁ CONFIANTE DE QUE SUA GOVERNANÇA SERÁ CAPAZ DE SEGURAR MUDANÇAS BRUSCAS DURANTE GOVERNO LULA

A diretoria da Petrobrás participou na manhã de hoje (4) de uma teleconferência com investidores para comentar os resultados financeiros do terceiro trimestre. Como já era esperado, o tema pós-eleições veio à tona durante o evento. No período eleitoral, o agora presidente eleito Lula fez uma série de declarações que indicavam mudanças importantes na Petrobrás em um eventual governo do PT. Agora que o partido está voltando efetivamente a comandar o país, o setor aguarda com expectativa como será o futuro da petroleira. No entanto, o diretor de governança e conformidade da empresa, Salvador Dahan (foto), destacou durante a teleconferência que a Petrobrás de hoje “não é a mesma empresa que passou por todos os efeitos da Lava Jato”. O executivo frisou que a governança da companhia foi fortalecida e que garantirá o equilíbrio entre os direitos e prerrogativas dos acionistas. “Eu não quero entrar em especulações sobre temas que podem mudar, mas acho que a grande mensagem é que nesse novo modelo podemos garantir muito mais transparência para os acionistas caso algum retrocesso aconteça nesses mecanismos que mencionei”, declarou. Além disso, os diretores Claudio Mastella, Rodrigo Costa, Rafael Chaves, João Henrique Rittershaussen e Fernando Borges também trouxeram novidades sobre outros projetos e planos da companhia. A política de preços também foi um dos temas discutidos. Veja os principais destaques da sessão de perguntas e respostas da teleconferência:

O novo governo eleito demostrou divergência em relação à governança e estratégia da empresa. Quais as principais práticas poderiam sofrer mudança? E quais não poderão ser mudadas sem que haja uma alteração de estatuto?

Salvador Dahan – A Petrobrás de hoje já não é a mesma empresa que passou por todos os efeitos da Lava Jato. Desde 2014, a empresa vem passando por um grande processo de fortalecimento das estruturas de governança e conformidade. Quando falamos dessas estruturas, estamos falando de dois grandes blocos. 

No primeiro deles, do ponto de vista de execução e gestão do dia a dia, temos diversos mecanismos. Tanto do ponto de vista de um programa de compliance bem definido, canal de denúncias, sistema de monitoramento com todas as políticas internas. Mas também a camada mais estratégica com todos os freios e contrapesos de uma boa governança, justamente para garantir o equilíbrio entre os direitos e prerrogativas dos acionistas. Esse modelo que foi criado realmente traz um conforto e uma robustez para o nosso modelo de decisão.

Além disso, temos as leis. Isso também representa uma mudança em relação ao contexto que o Brasil vivia no passado. Então, temos a Lei das Estatais, Lei Anti-Corrupção e um marco legal que permite alguns cuidados do ponto de vista de limites ao acionista controlador.

Eu não quero entrar em especulações sobre temas que podem mudar, mas acho que a grande mensagem é que nesse novo modelo podemos garantir muito mais transparência para os acionistas caso algum retrocesso aconteça nesses mecanismos que mencionei. A capacidade de explicar o que está acontecendo e formalizar ao mercado dá a necessária visibilidade para que os acionistas se posicionem.

Falando sobre a política de preços, existe uma diferença entre a metodologia de cálculo da Petrobrás e a de associações do setor. Poderiam explicar essas divergências? Existe hoje necessidade de reajuste nos combustíveis?

Claudio Mastella – A Abicom (Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis) tem sido usada como referência por órgãos de imprensa. Apesar de seu nome, representa um pequeno conjunto de importadores, com menos de 5% do volume efetivamente trazido para o Brasil. São empresas de menor escala, menor integração de operações e sem posse de infraestrutura tanto aqui quanto na origem e com importações irregulares. Dessa forma, elas operam com preços mais elevado para cobrir essa menor escala e menor eficiência de suas operações. 

O mercado segue sendo abastecido pelos diversos importadores que são referência para a nossa estimativa de preço de equilíbrio com o mercado internacional. O que dá para se ver com clareza é que os importadores de menor escala terão estimativas de preços mais altos para cobrir sua condição diferenciada de menor competitividade. O nosso target de preço desejado é sempre o preço de melhor eficiência. Como nós [Petrobrás] somos grandes, nossa proposta é competir com grandes importadores.

Em relação a eventual aumento de combustíveis, não podemos comentar por conta de questões concorrenciais. 

O plano de governo do presidente eleito discute a necessidade de menor importação de combustível. Poderia comentar se é possível, do ponto de vista operacional, aumentar a produção do parque de refino atual?

Rodrigo Costa – Do ponto de vista operacional, já estamos operando no ponto ótimo de processamento, considerando as condições de segurança operacional. Nesses nove meses de 2022, investimos cerca de R$ 1,8 bilhão em paradas programadas em nosso parque, movimentando cerca de 18 mil pessoas. O segundo ponto a ser considerado é o perfil de rendimento do nosso processamento. Estamos buscando sempre atingir o máximo de conversão para diesel, gasolina e QAV. Para cada barril processado, estamos convertendo cerca de 66% para diesel, gasolina e QAV. Comparando o nível de utilização do nosso parque, estamos em linha com o primeiro quartil do refino americano. 

Com relação a potenciais expansões browfield em nosso parque, nosso plano vigente tem um investimento potencial de US$ 6,1 bilhões em refino. Nesse número estão consideradas expansões, de olho nas vantagens competitivas do nosso parque. É o caso da integração da Reduc com o Polo GasLub, com potencial de adicionar 12 mil barris por dia de lubrificantes avançados e cerca de 93 mil barris por dia de diesel S10 e QAV. Temos também a expansão de 145 mil barris por dia de destilação a partir da conclusão do Trem 2 da Rnest e o Revamp do Trem 1. Na parte de qualidade de diesel, estamos adicionando cerca de 132 mil barris por dia de diesel S10 com uma HDT [unidade de hidrotratamento] na Replan e dois Revamps e HDTs na Revap e na Reduc. Isso tudo está em andamento, dentro do plano estratégico vigente. 

O programa do presidente eleito também fala sobre aumento da produção de energia renovável. Como estão os estudos da Petrobrás referente a esse tema? E como está o interesse da empresa em eólica offshore?

Rafael Chaves – O Brasil já dá aula em transição energética e participação de energias renováveis na matriz. O país está muito bem colocado em termos de transição energética. Agora, olhando para a Petrobrás, a empresa já contribui na matriz elétrica ao resolver o problema da intermitência causado pela participação das renováveis na matriz brasileira. Nós asseguramos a oferta de gás natural, trazendo segurança energética. Nossa área de Gás e Energia tem uma participação fundamental para garantir a segurança da matriz elétrica. 

Na matriz de transporte, a Petrobrás já dispõe de combustível renovável. Recentemente, vendemos uma carga de 1,5 milhão de diesel R5, que evitou a emissão de 100 toneladas de CO2 equivalente para a atmosfera. A Petrobrás também tem a previsão de uma planta dedicada para produção de querosene de aviação com conteúdo renovável. 

Com relação a energia eólica offshore, é importante que se diga que ainda está no plano dos estudos. Isso não apenas na Petrobrás, mas em todas as empresas que olham para o potencial brasileiro nessa fonte. Ainda não temos nenhum investimento ou desembolso. É uma boa perspectiva para o Brasil gerar energia com eólica offshore. Mas essa fonte ainda está no plano dos estudos. A Petrobrás tem um Memorando de Entendimento com a Equinor em relação a esse tema. Além disso, estamos estudando contribuir com essa frente de eólica offshore. Ainda temos algumas perguntas em aberto do ponto de vista de regulação e eventuais benefícios de energia de baixo carbono nessa produção. 

Poderia trazer uma atualização sobre a contratação das novas empresas que concluirão as obras do projeto Rota 3?

João Henrique Rittershaussen – O Projeto Rota 3 está com 93% de avanço físico. Já concluímos os dutos submarinos e também o gasoduto terrestre. As utilidades estão em comissionamento. A Petrobrás dividiu o escopo de contratação em duas partes. Uma é a engenharia e outro é a execução da obra. Decidimos separar o contrato em dois para dar mais agilidade a esse processo. A previsão de conclusão é para 2024. Teremos um detalhamento mais preciso quando recebermos as propostas de execução e definir com a futura contratada o cronograma de implantação da obra. 

Ainda no Gaslub, temos o projeto de construção do hidrocraqueamento e do hidrotratamento, que continuam em análise de viabilidade técnica econômica. A meta da Petrobrás é capacitar a produção de óleo básicos lubrificantes do grupo 2 e aumentar o rendimento de diesel S10 e QAV. 

Por fim, poderia também apontar os planos da empresa para os ativos na Margem Equatorial e em Sergipe-Alagoas?

Fernando Borges – Os projetos na Margem Equatorial e Sergipe Águas Profundas estão em fases bastante distintas em termos de desenvolvimento. Enquanto na Margem Equatorial estamos abrindo uma nova fronteira exploratória, em Sergipe Águas Profundas já temos declarada a comercialidade e estamos avançando na fase de desenvolvimento. Ainda que em fases distintas, esses ativos têm em comum a característica de estarem abrindo novas fronteiras em águas profundas e ultraprofundas fora do polígono do pré-sal. São áreas estratégicas para a Petrobrás, uma vez que abrem novas frentes, diversificando e adicionando bastante valor ao nosso portfólio. 

A Margem Equatorial é considerada uma área estratégica para a Petrobrás e é uma fronteira promissora de águas profundas para toda a indústria. Apesar de a Margem Equatorial já contar com mais de 400 poços perfurados em água rasa e águas pré-profundas, hoje exploramos uma faixa mais profunda que tem uma correlação boa de continuidade com o que já está descoberto na Guiana e no Suriname. Temos investimentos relevantes para Margem Equatorial no plano estratégico, com cerca de US$ 2 bilhões. Isso se materializará no plano de se fazer 14 poços exploratórios em 21 blocos e em duas áreas de avaliações de descobertas. 

Já em relação a Sergipe Águas Profundas, trata-se de uma área realmente promissora e em início de desenvolvimento da produção. Já fizemos uma série de poços para delimitar as jazidas. Fizemos a declaração de comercialidade de sete campos e vamos desenvolvê-los por meio de dois sistemas de produção (SEAP 1 e SEAP 2). O projeto vai contar com 100 km de dutos marítimos mais 40 km de dutos terrestres, com capacidade de escoar 18 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural tratado.