A Petrobras continua avaliando projetos “robustos” de geração eólica e solar onshore, mas não pretende ser operadora em nenhum ativo. “Consideramos que não é uma área em que a Petrobras tem uma tradição em operação e, para começar, vale a pena fazer em parceria, para compartilhar riscos, capex, experiência” disse o diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da companhia, Mauricio Tolmasquim.
Ele conta que, desde que anunciou o interesse em investir em fontes renováveis, a estatal recebeu de bancos e investidores propostas que somavam 76 GW em capacidade instalada. “É mais do que tem instalado em eólica e solar no Brasil”, disse Tolmasquim nesta terça-feira, 14 de maio, em teleconferência sobre o resultado do primeiro trimestre de 2024. Assim, a estatal criou padrões para classificar as empresas a partir de critérios como capacidade de investimento, experiência, rating.
“Isso é fundamental para dar segurança de que os parceiros que forem selecionados são do porte e seriedade que a Petrobras exige. Como empresa pública, temos que ter um critério muito bem estabelecido para negociar e tomar a decisão”, disse o diretor, que também explicou que a área busca projetos que agreguem tanto valor à companhia quanto as demais áreas, como exploração e produção.
O interesse da companhia continua sendo o de fazer M&As (fusão e aquisição, na sigla em inglês) para adicionar projetos mais rapidamente ao portfólio da empresa, e estão sendo avaliados projetos em diferentes fases de maturação, desde greenfield até projetos em operação. “Quando negociar essa carteira, vai vir com esse conjunto de projetos”, disse Tolmasquim.
Ele e o diretor Financeiro da Petrobras, Sergio Caetano Leite, explicaram que as análises estão avançando na companhia, mas ainda não é possível dar detalhes. “A área analisou uma quantidade enorme de projetos. Em vários deles, temos acordos de confidencialidade bastante restritivos e não estão na fase de mencionar nome ou valor. A gente espera que, ao longo desse ano, possamos começar a dar mais luz sobre que projetos são esses”, disse Leite.
Já na área de hidrogênio e captura de carbono (CCS, na sigla em inglês), a Petrobras pode ser operadora, pois já tem bastante experiência: a companhia é a maior produtora e consumidora de hidrogênio cinza, por exemplo, e avalia a atividade de CCS em depósitos aquíferos salinos. Na avaliação de Tolmasquim, estes são projetos menos maduros do que os de eólica e solar onshore, embora sejam vistos com boas perspectivas.
O diretor também mencionou uma possível parceria em e-metanol no Nordeste com uma empresa europeia que tem “tecnologia experimentada e um PPA com grande consumidor”. Em biometano, a Petrobras deve ser offtaker, comprando biometano de terceiros para injetar nos gasodutos ou para utilizar os certificados de descarbonização nas refinarias.
UTE Canoas vai operar com óleo diesel
Mauricio Tolmasquim atualizou o mercado sobre a situação da termelétrica (UTE) Canoas, localizada no município gaúcho de mesmo nome e que foi um dos mais impactados pelas fortes chuvas que atingiram o Rio Grande do Sul nas últimas semanas.
Segundo ele, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) tem despachado a planta para dar segurança energética à região. Há, entretanto, um complicador de infraestrutura. “Lá, o gasoduto estreita e a gente tem que compatibilizar o fornecimento de gás para a UTE Canoas, para a Refap (Refinaria Alberto Pasqualine) e tem as distribuidoras”, disse Tolmasquim. Por enquanto, as distribuidoras de gás reduziram a demanda, o que tem permitido atender tanto a Refap como a UTE, mas a retomada da demanda das refinarias pode significar um desafio de abastecimento.
Para resolver isso, Tolmasquim conta que a Petrobras encomendou um motor para despachar “o mais rapidamente possível” a UTE com diesel, reservando gás para a Refap e para as distribuidoras quando a demanda crescer e garantindo o abastecimento elétrico para a região.
Consumidores livres e GNL motivaram novos contratos de gás
O diretor também detalhou as motivações para os novos modelos de contratação de gás da estatal, que já estão em vigor e valem mesmo para contratos em andamento, e que podem reduzir o preço da molécula para distribuidoras e consumidores livres. Segundo Tolmasquim, os descontos variam, sobretudo, em função da quantidade de consumo e dos prazos dos contratos.
O diretor explicou que o formato foi pensado diante da maior concorrência do gás natural liquefeito (GNL), que é importado e tem chegado ao país a preços mais baixos diante de um inverno mais brando na Europa. Além disso, a Petrobras já percebe a migração de grandes consumidores para o mercado livre de gás.
Decisão sobre Mataripe deve sair no primeiro semestre
Segundo o diretor Financeiro Sergio Caetano Leite, a proposta de a Petrobras voltar a ter participação na Refinaria de Mataripe, localizada na Bahia e vendida pela estatal ao Mubadala Capital em 2021, é “obviamente interessante”, já que se trata de uma “grande refinaria” com importantes ativos de logística integrados, mas ainda está sob due dilligence da estatal, em uma avaliação que deve ser concluída ainda neste semestre.
“Dentro dessa due dilligence tem a análise de modelos para esse negócio, de coparticipação através de uma subsidiaria. As outras refinarias [da Petrobras] funcionam operacionalmente integradas e societariamente pertencem à Petrobras”.
Outra oferta feita pelo Mubadala à Petrobras está relacionada à biorrefinaria, também localizada em Mataripe e que deve produzir combustível sustentável de aviação (SAF, na sigla em inglês). Segundo Leite, as duas propostas são independentes, e a Petrobras pode aceitar ambas, apenas uma, ou nenhuma. A avaliação sobre a biorrefinaria deve estar pronta “alguns meses depois” da decisão sobre a Refinaria de Mataripe.
Também em biorrefino, a Petrobras avança nas atividades de biorrefino na Refinaria Riograndense, ativo localizado em Rio Grande, no Rio Grande do Sul, em parceria com a Ultrapar e a Braskem. Segundo o diretor de Processos Industriais e Produtos da estatal, William França, ainda neste ano deve ocorrer o segundo teste para produção de CO2 biogênico e, a partir de 2027 a unidade vai processar somente matéria-prima renovável com foco na produção de diesel renovável e SAF.
Paralisação no Ibama pode comprometer 2% da produção
O diretor de Exploração e Produção, Joelson Mendes, adiantou que a paralisação no Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) poderá comprometer até 2% da produção da Petrobras neste ano, o que pode representar entre 50 mil e 60 mil barris por dia.
Mendes mencionou como um dos projetos que podem ser impactados o campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos, mas as perdas podem estar “bem espalhadas em vários projetos”. Os reflexos podem ser sentidos nas rotinas de licenciamento de poços novos e de chegada de plataformas, segundo o diretor.
Resultados
No primeiro trimestre de 2024, a Petrobras registrou lucro de R$ 23,7 bilhões, o que representa uma queda de 37,9% na comparação anual. O Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização, na sigla em inglês) foi de R$ 60,4 bilhões, uma redução de 17,2% na comparação com os três primeiros meses do ano passado. As receitas de vendas alcançaram R$ 117,7 bilhões, o que significou uma queda de 15,4% na comparação anual.
Segundo a diretoria da empresa, a redução ocorreu por questões como variação cambial e no preço do Brent. Além disso, no período houve paradas programas de manutenção, tanto de ativos de produção offshore quanto de refinarias. Segundo os diretores, as paradas nas refinarias ocorreram para aproveitar o fato de que historicamente o primeiro trimestre tem menor demanda de derivados. Em relação às paradas offshore, a diretoria declarou que foi um movimento planejado e que não deve reduzir a produção anual planejada.
Outro fator que comprometeu as vendas e a rentabilidade da empresa foi a menor competitividade diante do etanol, que teve safra maior do que o histórico, e do diesel russo, que chega ao país a preços competitivos. Mesmo assim, a diretoria da empresa faz boa avaliação da estratégia comercial anunciada no começo de 2023 e que pôs fim à paridade internacional nos preços de combustíveis
Em energia elétrica, a Petrobras teve receita de R$ 631 milhões no período, o que representou um aumento de 10,7% na comparação anual.
Os investimentos da companhia alcançaram US$ 3 bilhões, com avanço de 22,6% na comparação anual. Segundo os diretores da empresa, executar o Capex planejado é um desafio para a Petrobras, pois os planos de investimento são bastante robustos. “Divulgamos no ano passado um plano de US$ 102 bilhões para cinco anos, maior campanha da indústria de petróleo, acima da média de nossos pares. Quando você aumenta nesse tamanho, os desvios também podem acontecer, em valores absolutos, de forma expressiva”, ponderou o diretor Financeiro Sergio Caetano Leite.
Outros desafios estão ligados à cadeia de suprimentos, que estaria pressionada em todo o mundo. A paralisação no Ibama, caso persista, também poderá impactar a execução do investimento da Petrobras, assim como o andamento de entrega das novas plataformas.
