A atuação do Conselho de Administração da Petrobras em relação à política de preço dos combustíveis será direcionada apenas à supervisão e acompanhamento dos trabalhos, sem poder de veto. O limite de atuação do novo papel do colegiado foi assegurados pelos diretores da petroleira, Rodrigo Araújo Alves (Financeiro e de Relacionamento com Investidores) e Rodrigo Dahan (Governança e Conformidade), na sexta-feira (29), durante webcast para apresentação do resultado financeiro do segundo trimestre de 2022.

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Na avaliação de Salvador Dahan, a medida significa um aprimoramento da governança da companhia, já que cria uma nova camada de supervisão, sem impor alteração operacional. O diretor defende que a inclusão do Conselho de Administração no processo assegura mais transparência, equilíbrio e robustez, gerando mais valor para a companhia.

A apresentação do resultado financeiro da Petrobras não contou com a participação de Caio Paes de Andrade, novo presidente da petroleira, mas apenas dos diretores. O executivo esteve ausente tanto do webcast com analistas quanto da coletiva de imprensa, sem nem mesmo gravar mensagem de apresentação, a exemplo da estratégia adotada por Joaquim Silva e Luna, que também assumiu a petroleira às vésperas da divulgação de balanço trimestral.

Paes de Andrade foi submetido a uma cirurgia recente, mas participou remotamente das duas reuniões do Conselho de Administração da Petrobras realizadas nas quarta-feira (27) e quinta-feira (28). Anteriormente, o executivo já havia faltado à primeira reunião do Conselho de Administração da companhia.

A ausência de Paes de Andrade ocorre no momento em que a Petrobras registra lucro de R$ 54,3 bilhões no segundo trimestre de 2022, assegurando um aumento de 26,8% em relação ao mesmo período de 2021. A companhia anunciou também o pagamento de dividendos no valor total de R$ 87,8 bilhões, dos quais R$ 32,1 bilhões serão destinados ao caixa da União.

O excelente resultado da petroleira no trimestre foi impulsionado pela alta do preço do barril no mercado internacional, dos derivados e do gás natural e também pela crescimento das vendas de derivados.

Apesar do bom resultado financeiro, no que diz respeito ao diesel, o diretor de Comercialização e Logística, Cláudio Mastella, ainda enxerga um cenário de cautela para os próximos meses em função do aumento sazonal da demanda no segundo semestre, menor oferta e disponibilidade de exportações russas e paradas programadas de refinarias no Brasil. Diante desse quadro, a Petrobras reavaliou optou por antecipar algumas compras para aumentar os estoques de diesel.

Desenvolvimento e E&P

No que diz respeito às contratações de equipamentos e serviços, o diretor de Desenvolvimento da Produção, João Henrique Rittershaussen, destacou que embora o mercado fornecedor esteja aquecido, a Petrobras enfrenta uma situação satisfatória no curto prazo, já que a maioria de suas demandas está assegurada. Segundo o executivo, mais de 80% dos contratos do que será necessário executar em 2023 já estão assinados, média que gira em torno de 70% em relação à 2024.

Rittershaussen reconheceu que a indústria já registra o reaquecimento do mercado de sondas, com taxas mais altas que as praticadas nos últimos anos.

Com relação ao Rota 3 e à UPGN, a Petrobras já admite que não será mais possível dar partida aos projetos em 2022. Rittershaussen adiantou que a companhia está indo ao mercado para contratar a conclusão do detalhamento da engenharia da UPGN e refazer todo o planejamento do empreendimento

Sobre os novos FPSOs a serem contratados, o executivo confirmou, conforme antecipado pelo PetróleoHoje, que, no caso do lote A da licitação do EPC de Búzios, a Petrobras já chegou a um preço que atende ao orçamento da companhia e que discute o lote B com o outro proponente. A expectativa é de contratar pelo menos duas unidades, podendo chegar a três FPSOs.

No segmento de E&P, o diretor Fernando Borges voltou a demonstrar confiança na capacidade da Petrobras de atingir a meta de produção do final do ano. O executivo antecipou que a companhia realizará, ao longo do segundo semestre, paradas para manutenção em 28 plataformas, o que irá impactar em uma perda de 217 mil boe/dia.

No primeiro semestre, foram realizadas atividades de manutenção em 22 unidades, gerando uma perda média de 212 mil boe/dia. Compensando as perdas de manutenção, Borges destaca que a Petrobras tem prevista a entrada em operação de novos poços dos FPSOs Carioca, em operação no campo de Sépia, Guanabara, em Mero, e também na Bacia de Campos, alguns dos quais em Roncador.

No que diz respeito ao acordo com a CNOOC referente à cessão de 5% no campo de Búzios, Borges afirmou que há expectativa de que o negócio deva ser concluído entre agosto e setembro e que a operação depende exclusivamente agora da aprovação da ANP e do Ministério de Minas e Energia.

Vendas das refinarias

Segundo o diretor Financeiro e de Relacionamento com Investidores, Rodrigo Araújo Alves, o novo processo de desinvestimentos das refinarias Presidente Getúlio Vargas (Repar), no Paraná, Alberto Pasqualini (Refap), no Rio Grande do Sul, e Abreu e Lima (Rnest), em Pernambuco, já teve várias manifestações de interesse. Sem informar a data exata de recebimento das propostas, o executivo afirmou que o prazo formal para manifestação de interesse está próximo e que o cenário atual está se mostrando positivo para o negócio.

A Petrobras vem tentando agilizar os processos ainda em abertos de desinvestimento para garantir as operações de closing até o final do ano. A petroleira busca derrubar também a liminar concedida à Aguila Energia, suspendendo o processo de venda do Polo Bahia Terra, que vinha sendo negociado com o consórcio Eneva / PetroRecôncavo, que apresentou proposta de US$ 1,4 bilhão no rebid.

Refino

Já o diretor de Refino e Gás Natural, Rodrigo Costa Lima e Silva, adiantou que o índice de utilização das refinarias no segundo semestre deve girar em torno de 86% por conta das paradas programadas para manutenção em unidades da Replan (46 dias), Rnest (28 dias), Regap (35 dias) e Repar (58 dias).

Diante da melhoria do cenário hidrológico do Brasil, a estimativa da Petrobras é de encerrar o ano com volume muito menor de cargas de GNL. Segundo Lima e Silva, a projeção é encerrar 2022 com 30 cargas, das quais 26 já foram fechadas. No ano passado, foram fechadas 112 cargas.

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