I – NOTICIAS
1- Magda será diretora-geral da ANP
Atualmente, a ANP é comandada pelo diretor Florival Carvalho, que responde pela diretoria-geral da agência desde o final do ano passado. Assim como a presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster, primeira presidente da Petrobras, Magda Chambriard será a primeira mulher a dirigir a ANP.
O anúncio da escolha de Magda Chambriard para o cargo acontece um dia após o Senado ter rejeitado a indicação da presidente Dilma Rousseff de recondução ao cargo do diretor-geral da ANTT, Bernardo Figueiredo. A medida por ter sido estratégia. Como já é diretora com mandato, Magda não precisará passar por sabatina no Senado.
Formada em Engenharia Civil pela Escola de Engenharia da UFRJ, Magda Maria Chambriard está na ANP desde 2002. Funcionária de carreira da Petrobras, ela ocupou a Superintendência de Exploração, que acumulou, a partir de 2006, com a Superintendência de Definição de Blocos. Em 2008, ela teve sua indicação aprovada pelo Senado para compor a diretoria da agência.
Fonte: energia hoje
2- Gerdau ampliará em 25% capacidade de produção nos EUA
Gerdau disse ainda que algumas das unidades estão operando no limite da capacidade. "Temos usinas nos Estados Unidos, principalmente no segmento de automóveis, em que estamos trabalhando a 100% da capacidade", declarou. Segundo ele, a capacidade de produção de aços especiais hoje nos EUA é de quase 1,5 milhão de toneladas ao ano. Gerdau participou hoje de aula inaugural na Fundação Getúlio Vargas (FGV).
Fonte: AE - Agência Estado
3- Porto do Rio vai atrair setor de óleo e gás
A novidade deve ficar por conta da região portuária da cidade, que poderá atrair companhias devido aos investimentos em infraestrutura urbana que está recebendo, por meio do projeto Porto Maravilha. A Barra da Tijuca corre por fora, devido à distância do Centro da cidade, mas será opção devido aos preços de aluguel relativamente mais baixos – enquanto no Centro o preço médio do m² por mês é de R$ 180, no bairro da Zona Oeste o valor fica em R$ 150, de acordo com estudo da consultoria.
Ainda segundo o levantamento, os bairros Leblon e Ipanema, na Zona Sul da cidade, possuem, atualmente, o m² mais caro: R$ 260 por mês. Copacabana (R$ 170), Botafogo (R$ 165) e Flamengo (R$ 140) aparecem em seguida.
A pesquisa feita pela consultoria aponta que ocupar um escritório de alto padrão na cidade do Rio de janeiro este ano ficou 28,5% mais caro em relação ao primeiro semestre de 2011. “O preço de locação pedido nos principais edifícios da cidade está dificultando muito o fechamento de novos contratos”, afirma o consultor Sênior da Divisão de Escritórios da Colliers, Márcio Vitorino.
Fonte: energia hoje
4- Petrobras descobre óleo de boa qualidade no pré-sal da Bacia de Santos
Fonte: Redação TN Petróleo
A Petrobras anunciou que o segundo poço perfurado na área denominada Nordeste de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, o 1-BRSA-976-RJS (1-RJS-691), apresenta óleo de boa qualidade. O poço, está localizado a Nordeste do campo de Lula, em lâmina d''água de 2.131 metros, a uma distância de 255 km da cidade do Rio de Janeiro, e foi perfurado após a assinatura do contrato de cessão onerosa com a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
O primeiro poço perfurado na cessão onerosa foi o 3-BRSA-944-RJS (3-RJS-688A), na área de Franco. Segundo a nota da estatal, a descoberta foi comprovada por meio de amostras de petróleo de 26º API, em teste a cabo, colhidas a partir de 4.960 metros. Foi identificada, até o momento, uma coluna de óleo de mais de 290 metros de espessura em reservatórios carbonáticos do pré-sal.
Ainda de acordo com o comunicado, o poço está sendo revestido no intervalo dos reservatórios. "A continuidade da perfuração desse poço terá como objetivo investigar a profundidade final destes reservatórios, bem como constatar o contato óleo/água". Após a conclusão da perfuração, está programado um teste de formação para avaliar a produtividade dos reservatórios portadores de óleo. "Além disso, a Petrobras dará continuidade às atividades e investimentos previstos no Programa Exploratório Obrigatório (PEO) do contrato de cessão onerosa, que prevê, para essa área, a realização de um Teste de Longa Duração", acrescenta a estatal.
5- Galp continua a buscar petróleo na bacia do Alentejo
Fonte: Redação TN Petróleo
A Galp Energia segue positiva sobre potenciais indícios de petróleo na Bacia do Alentejo. A empresa fez testes em 1800 Km² da região, e considera as condições para uma primeira perfuração.
De acordo com o presidente da petrolífera, Ferreira de Oliveira, ainda não há uma decisão oficial sobre o investimento. O executivo participou da apresentação do plano estratégico da empresa, em Londres.
A Galp Energia já explora petróleo no Brasil e em Angola, e comprometem-se a investir 1,2 mil milhões de euros por ano nos próximos quatro anos.
6- Colômbia é estrela em ascensão no setor de petróleo
Fonte: Valor Econômico
O Brasil está fortemente associado à alta da produção de petróleo na América Latina, mas a região tem outra estrela em ascensão influindo nos preços e nas tendências do setor: a Colômbia.
Nos últimos cinco anos, a Colômbia elevou sua produção de petróleo quase tanto quanto o Brasil, contribuindo para um aumento da oferta por países não pertencentes à Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep).
A produção de petróleo na Colômbia subiu quase 450 mil barris por dia entre janeiro de 2007 e dezembro de 2011, contra 500 mil b/d no Brasil no mesmo período, de acordo com estimativas do Departamento de Energia dos EUA.
O aumento da produção colombiana é importante para o mercado petrolífero mundial, pois a maioria dos outros países não pertencentes à Opep enfrentam dificuldades para ampliar a oferta, dizem executivos do setor. A Colômbia é o quarto maior produtor de petróleo na América Latina, atrás do México, Venezuela e Brasil.
O aumento da produção aconteceu após a privatização parcial da Ecopetrol, estatal petrolífera colombiana, em 2007. As reformas provocaram uma renovação do interesse no setor petrolífero colombiano, com níveis recordes de perfuração exploratória em 2010.
O incremento da prospecção foi recompensado, tendo ocorrido um aumento na produção, no início deste ano, para 1 milhão de b/d, a maior em décadas, bem antes da meta da Ecopetrol, que era alcançar essa marca até 2015.
Mas será difícil aumentar ainda mais a produção. Após cinco anos de forte crescimento na produção e na exportação de petróleo, a Colômbia parece estar se aproximando de um limite natural, pelo menos por enquanto. Assim, os produtores não pertencentes à Opep perderiam um dos principais contribuintes para o crescimento da oferta anual.
A Agência Internacional de Energia (AIE), órgão que reúne os principais países importadores de petróleo, ainda acredita em um grande aumento na oferta de petróleo dos países não pertencentes à Opep neste ano, após uma estagnação do crescimento no ano passado. Com a queda da produção mexicana, e tendo em vista que as produções argentina e colombiana já não exibem um crescimento forte, toda a atenção e pressão na região da América Latina voltará a focar o Brasil.
A Petrobras planeja aumentar a produção petrolífera do país de 2,1 milhões de b/d em 2011 para 3,1 milhões de b/d em 2015, e substanciais 4,9 milhões de b/d até 2020. O plano de expansão custará US$ 120 bilhões - provavelmente mais -, e envolverá reservas no pré-sal, em águas profundas, que deverão responder por 40% da produção do país até o fim da década, dos menos de 2% agora.
Mas o Brasil tem enfrentado dificuldades para implementar seu plano de negócios para 2011-15 e, nos últimos três anos, conseguiu ampliar a oferta em só 150 mil b/d, menos do que a Colômbia.
A perspectiva de crescimento da oferta dos países não pertencentes à Opep é vital, neste ano, devido ao impacto da perda da produção iraniana devido às sanções europeias e americanas. Os negociantes de petróleo já preveem um crescimento inferior ao esperado na oferta dos países de fora da Opep, como resultado de interrupções periódicas na produção na Síria e no Iêmen. Além disso, na região do Mar do Norte, que produz petróleo tipo Brent, os volumes também estão caindo.
7- GE quer dobrar receita com petróleo na América Latina
Durante apresentação aos investidores, Garcia informou que a GE gerou US$ 1,7 bilhões em receita de suas unidades de petróleo e gás natural em 2011, mas o setor não é apenas o único aspecto do fortalecimento das operações na América Latina, especialmente no Brasil. "As fontes de projetos são realmente boas", afirmou Garcia.
Apenas para o Brasil, estão previstos quase US$ 500 bilhões em projetos nos próximos anos em petróleo, mineração e biocombustíveis. "Realmente gostamos da região", contou Garcia, ao afirmar que os investimentos da GE em pesquisa no centro do Rio e Janeiro foram dedicados ao transporte, petróleo e gás natural.
Fonte: Dow Jones
II – COMENTÁRIOS
1- Rio se consolida como polo mundial de tecnologia do pré-sal
Desde a descoberta da existência de depósitos de petróleo na camada pré-sal, anunciada pela Petrobras em 2006, desenvolver tecnologias para sua exploração se tornou um desafio que vem ajudando a alavancar a economia brasileira. E o Parque Tecnológico Rio, na Ilha do Fundão, no Rio de Janeiro, vem se tornando um polo de atração para empresas brasileiras e estrangeiras interessadas em investir no setor – como a própria FMC.
Motivos não faltam. Dados divulgados pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) na última terça-feira (06/03) mostram que a extração mineral, que compreende a produção de petróleo e gás, teve crescimento de 3,2% em 2011, acima do crescimento da indústria como um todo, que ficou em 1,6% no período. Os dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP) apontam na mesma direção: em janeiro deste ano, a produção de petróleo e gás do país foi recorde, com 2,231 milhões de barris por dia.
A articulação tecnológica
O gerente da área de Articulação Corporativa do Parque Tecnológico Rio, Alfredo Laufer, explica que o espaço vem sendo desenvolvido há 15 anos, mas em 2007 ganhou grande vigor, com a descoberta do pré-sal. Já lá se instalaram cerca de 20 empresas.
“A partir de 2007 aconteceu um boom no parque tecnológico”, diz ele. “Os desafios de exploração de petróleo na profundidade da camada pré-sal requerem tecnologias que ainda não possuímos. As grandes empresas do setor estão investindo em centros de pesquisas e isso tem uma consequência direta sobre o PIB”, explicou ele.
Segundo Laufer, o petróleo traz possibilidades imensas para empresas internacionais cujos países sedes passam por crises e que veem no Brasil potencial para grandes negócios. Ele lembra que a Petrobras anunciou investimentos de cerca de US$ 250 bilhões para os próximos cinco anos.
Como a FMC, outras multinacionais estão chegando atraídas pelo desafio de desenvolver tecnologias para a exploração do pré-sal.
Já estão em atividade no Parque as empresas de petróleo Schlumberger, francesa, e Baker Hughes, americana, além de pelo menos outras dez de menor porte.
Até o fim do ano, a Chemtech, empresa da Siemens, concluirá a obra de seu centro de pesquisas no parque tecnológico, mas engenheiros e pesquisadores brasileiros já trabalham nesses projetos. O mais importante deles é um projeto de distribuição de energia elétrica no fundo do mar para alimentar equipamentos que vão ficar instalados no fundo do mar a grandes profundidades.
O centro tem investimentos de R$ 40 milhões para sua construção e tem capacidade para 800 trabalhadores – será o maior no parque tecnológico, segundo o presidente da Chemtech, Daniel Moczydlower.
Até 2014, todas as empresas que ganharam a licitação para se instalar no parque deverão funcionando plenamente, somando um total de cinco mil pesquisadores em ação. O investimento conjunto chega a R$ 500 milhões somente na construção dos prédios.
Um parque sem precedentes
Daniel Moczydlower, presidente da Chemtech, afirma que o que está acontecendo da Ilha do Fundão não tem precedentes.
“Com a vinda não só da Siemens, mas de outras grandes empresas de tecnologias de petróleo do mundo que estão com centros de pesquisas instalados na Ilha do Fundão, está se formando naquele perímetro um centro de desenvolvimento tecnológico que não tem paralelo no mundo. Essas empresas estão ao lado do Cenpes, da Petrobras, que foi recentemente expandido, e é um dos maiores centros de pesquisas da América do Sul, e da universidade federal. Isso não tem paralelo, nem em Houston, nem na Noruega”, disse ele.
Ele afirma que, muito mais interessante do que os prognósticos que indicam que o Brasil será um grande exportador de petróleo, e a possibilidade de se tornar um exportador de tecnologias. Para ele, temos uma chance de ouro de transformar o Brasil em líder em tecnologia.
“Estamos criando conhecimento novo para atender à demanda do setor de petróleo e esse conhecimento vai se transformar futuramente em produto de exportação brasileira. Com certeza, é uma revolução o que está acontecendo no Brasil nesse setor”, afirma.
O Parque Tecnológico do Rio, apontado como um dos principais no Brasil, fica na Cidade Universitária, na Ilha do Fundão, numa área de 350 mil metros quadrados. Entre laboratórios e centros de excelência instalados no Parque e mantidos pela Coppe/UFRJ, também estão reunidas empresas de base tecnológica que atuam nos setores de energia, petróleo e gás, meio ambiente e tecnologia da informação.
O projeto nasceu em 2003 para estimular a interação entre a universidade – alunos e corpo acadêmico – e empresas. As empresas foram chegando aos poucos, mas o pré-sal foi a grande atração que fez as empresas lotarem o parque. Nos próximos três anos, mais de R$ 500 milhões devem ser investidos em novas construções de unidades de pesquisas. Cinco mil pesquisadores altamente qualificados devem trabalhar no local.
'Não vai ser por falta de estaleiro'
Segundo estudos da UFRJ (ao lado da qual Parque Tecnológico está instalado), o petróleo representa 10% do PIB brasileiro, podendo chegar a 20% em 2020. Existe uma projeção potencial de encomendas de US$ 180 bilhões em plataformas, barcos de apoio e navios de transportes até 2020, somente por parte da Petrobras.
É o que explica Augusto Mendonça, presidente da Associação Brasileira das Empresas de Construção Naval e Offshore (Abenav). E nesse cenário está excluída a parcela da OGX, ressalta ele. Para essa demanda, estão sendo construídos estaleiros de alta produtividade em Pernambuco, Bahia, Espírito Santo, Rio de Janeiro e dois no Rio Grande do Sul.
“A indústria está se preparando para essa demanda, não vai ser por falta de estaleiro que essa demanda não vai ser atendida”, garantiu.
Alfredo Laufer, gerente do Parque Tecnológico, explica que o pré-sal tem as suas reservas conservadoramente calculadas em torno de 20 bilhões de barris, com perspectivas de poder chegar a 50 bilhões de barris. As atuais reservas comprovadas do Brasil em petróleo somam em torno de 16 bilhões de barris.
“Se fizermos uma estimativa levando em conta o preço médio do barril em torno de US$ 100, estamos falando de uma cifra existente no pré-sal, que está a 7.000 m de profundidade, de US$ 2 trilhões a US$ 5 trilhões. Esse potencial é extremamente grande. Na crise 2008, houve investimentos em torno de US$ 2 trilhões nas economias do mundo para que houvesse a reaceleração da economia mundial”, explica Laufer.
Mão de obra
Mendonça ressalta que a mão de obra é um gargalo: “o setor tem pleno emprego, hoje são 58 mil pessoas trabalhando em estaleiros, e até 2016 serão 100 mil. No ano de 2000, eram apenas 2.000 pessoas trabalhando em estaleiros. Mas esses trabalhadores, em todos os segmentos, precisam de treinamento para seguir normas rígidas. Isso é um desafio”, explica.
Alfredo Laufer concorda: “o desafio é a possibilidade de termos até 50 bilhões de barris de petróleo e termos mão de obra para tirar esse petróleo de uma profundidade de 7.000 m. Precisamos de engenheiros, técnicos, químicos, doutorandos e pós-doutorandos porque precisamos inovar, precisamos ter conhecimento”, diz, ressaltando ainda a falta de técnicos.
“Temos uma tremenda deficiência de técnicos. O número de técnicos que o Senai e o Sesi formam é muito pequena, precisaria multiplicar por dez”.
A falta dessa mão de obra qualificada movimenta outro setor da economia, a imigração. Carlos Aud Sobrinho, da CAS Óleo Visas Legalização de Documentos, diz que “quem tem tecnologia são as pessoas, então, se nota o crescimento da mão de obra qualificada para o setor. A necessidade da mão de obra estrangeira é para reforçar e somar esforços na transferência de tecnologia. A imigração é um termômetro do desenvolvimento econômico – se há pouca imigração, significa que a economia está estagnada”.
Ele cita estatísticas do Ministério do Trabalho sobre a concessão de autorizações de trabalho para estrangeiros no Brasil. Entre vistos temporários e permanentes foram 42.914 vistos em 2009; 56.006, em 2010; e 70.524 em 2011.
Capacidade de inovação
Carlos Tadeu da Costa Fraga, gerente-executivo do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), o centro de pesquisas da Petrobras, diz que a tecnologia para a exploração do pré-sal está disponível, “tanto que a gente já produz”, mas dada a escala do pré-sal, a pujança da área é primordial que se busque aprimoramento nas tecnologias já existentes.
“Isso porque qualquer ganho em redução de custos e aumento de eficiência, dada a escala das operações, tem um impacto fantástico”.
“Em 2011, o investimento total (da Petrobras) foi de R$ 1,8 bilhões; em 2010, R$ 1,4 bilhões. Esses valores têm colocado a Petrobras sistematicamente nos últimos 5 anos como uma das cinco empresas que mais investem em pesquisa e desenvolvimento no setor petróleo e gás no mundo. Porque esses investimentos podem gerar resultados com retorno fantástico”, diz.
Para Carlos Tadeu, dentro desse investimento, um componente importante diz respeito ao aumento da capacidade local de inovação para que a indústria possa cumprir sua meta de produzir conteúdo local.
Parte da ampliação da capacidade de inovação envolve as empresas fornecedoras de bens e serviços para a Petrobras, que, atraídas pela escala do pré-sal, decidiram construir no Brasil centros de pesquisas, explica Carlos Tadeu.
“Na Ilha do Fundão, o parque tecnológico sedia gigantes do petróleo e gás, permitindo não só a Petrobras aumentar sua capacidade como que seus parceiros tenham aumentada a capacidade de realizar inovação no Brasil, gerando empregos de alto valor agregado”, diz ele.
“Na área de tecnologia de perfuração de poços, os três maiores fornecedores do mundo são a francesa Schlumberger e as americanas Halliburton e Baker Hughes, que são concorrentes ferozes. Pela primeira vez na história dessa indústria no mundo essas três grandes rivais estarão lado a lado com seus centros de pesquisa dessas empresas ao lado UFRJ e do Cenpes”, ressalta.
180 Graus
2- Sete Brasil vai elevar capital e pode ter novos sócios
Fonte: Valor Econômico
A Sete Brasil, holding financeira dedicada a gerir grandes portfólios de ativos, prepara um aumento de capital. Os acionistas aprovaram, em assembleia geral extraordinária (AGE), em 1º de março, o aumento do limite do capital autorizado da empresa para R$ 7 bilhões. O valor é quase quatro vezes o capital social hoje subscrito, de R$ 1,9 bilhão. O processo, previsto para terminar até 30 de abril, poderá resultar na entrada de novos sócios na companhia, dona de uma carteira de US$ 75 bilhões. O montante refere-se a contratos de longa duração de afretamento com serviços de 28 sondas marítimas de perfuração de poços de petróleo com a Petrobras.
Entre os novos sócios que podem tornar-se acionistas da Sete Brasil, a partir do começo de maio, estão o Energy Investment Group (EIG), um investidor institucional americano da área de energia, e a Lucce Drilling, empresa criada pelo investidor Aldo Floris. As duas empresas assinaram cartas-garantia de investimento com a Sete Brasil segundo as quais podem ser chamadas a participar do aumento de capital. Tudo vai depender do apetite dos atuais acionistas, que têm direito de preferência. Se houver sobras de ações, EIG e Lucce Drilling serão chamadas e terão obrigação de comparecer.
É possível que nem todos os atuais acionistas participem da operação. A Sete Brasil tem dialogado com outros potenciais investidores nacionais e estrangeiros de países como China, Noruega, Arábia Saudita e Estados Unidos. A empresa também conversa com o BNDES sobre uma eventual participação no aumento de capital.
"Hoje a demanda [no aumento de capital] supera a oferta em cerca de 30%", disse João Carlos Ferraz, diretor-presidente da Sete Brasil. O capital está nas mãos de Petros e Funcef, cada um com 19,2%; dos bancos Bradesco, BTG Pactual e Santander, com participações individuais de 13,7%; da Previ (10%); Petrobras (5%), e Valia (5,5%).
Ferraz disse que os acionistas que participarem da operação terão de pagar um prêmio de determinado percentual sobre o valor a ser subscrito. Esse prêmio ainda está em negociação. Se um acionista resolvesse subscrever R$ 100 milhões em novas ações na empresa, por exemplo, e o prêmio fosse fixado em 1%, esse sócio teria que aportar R$ 101 milhões no aumento de capital. O dinheiro vai entrar no caixa e será utilizado para desenvolver o plano de negócios.
Ferraz disse que a integralização dos recursos não será imediata. "A subscrição é imediata, mas o recurso será integralizado ao longo do tempo. O que se combinou com os acionistas é que as integralizações serão pedidas conforme a necessidade de caixa da empresa". A operação é necessária para que a Sete Brasil possa ter lastro financeiro e leve adiante os contratos com a Petrobras de 28 sondas de perfuração que vão ser construídas no Brasil, com conteúdo nacional, para operar em lâmina d'agua de três mil metros de profundidade no pré-sal.
Segundo o presidente da Sete Brasil, a empresa vai aportar recursos próprios entre 20% e 25% em cada sonda. Os outros 75% a 80% serão financiados. "Os financiadores estão dispostos a participar do projeto, mas querem ter certeza que pelo menos a parte do equity [capital próprio] esteja subscrita. O que fazemos agora é um esforço para levantar esse capital e, assim, poder assinar os acordos de financiamento com os bancos." Um dos financiadores deve ser o BNDES.
O custo total do projeto das 28 sondas para a Petrobras é estimado em US$ 27 bilhões, incluindo não só a construção, mas outros itens como financiamento e acompanhamento das obras. Além dos contratos de afretamento com serviços para a Petrobras, a Sete Brasil vai levar adiante projetos de duas sondas destinadas ao mercado "spot". O total do portfólio chega, portanto, a 30 unidades a serem entregues até 2020. A expectativa é de que a primeira esteja pronta em 15 de junho de 2015, com a segunda sendo entregue dez meses depois. A partir daí, a meta é entregar uma unidade a cada oito meses.
Ferraz disse que será criada uma sociedade de propósito específico (SPE) para cada sonda na qual a Sete Brasil será sócia de operadoras. A SPE fará contrato de afretamento e serviços do equipamento com a Petrobras e o resultado do negócio será dividido entre a Sete e a operadora. Em licitação recente da Petrobras em que ganhou 21 sondas, a Sete Brasil conseguiu reduzir o preço médio de afretamento para US$ 530 mil por dia, em média. Ela acertou parceria com a Odebrecht para operação de cinco unidades, com a Etesco para outras cinco e com a Petroserv para mais duas. Há ainda acordos com Seadrill, Odfjefel - Galvão e Queiroz Galvão. Cada uma dessas operadoras será responsável por três unidades.
3- Sem aumento da gasolina e do diesel, Petrobras terá novas perdas
O primeiro foi a entrevista do ex-presidente da empresa José Sergio Gabrielli, na qual ele ponderou a necessidade de reajuste dos combustíveis no mercado doméstico.
O segundo foi a divulgação do fraco resultado da empresa no quarto trimestre de 2011, deixando claro o dano que a política de subsídio velado ao preço dos combustíveis causa à empresa.
O lucro líquido da estatal naquele trimestre atingiu apenas R$ 5,05 bilhões, 52,4% inferior ao do quarto trimestre de 2010, que foi de R$ 10,6 bilhões.
Parte significativa da piora veio da área de abastecimento, cujo prejuízo atingiu R$ 4,4 bilhões no quarto trimestre de 2011, ante lucro de R$ 1,4 bilhão no mesmo trimestre de 2010.
A transformação de lucro em prejuízo se deve ao fato de a empresa vender gasolina e óleo diesel no mercado doméstico por preços abaixo dos do mercado externo.
Em 2011, o forte aumento do consumo de gasolina C (que cresceu 24%, ante 2,7% do PIB) fez com que a empresa aumentasse em 300% suas importações desse combustível, uma vez que a capacidade de refino do país está esgotada.
Para 2012, não existe expectativa de melhora nesse cenário, sendo esperado novo aumento das importações, e, consequentemente, novo prejuízo para a Petrobras.
Em 2011, o consumo aparente de gasolina A ficou em 165 milhões de barris, e as importações atingiram 13,8 milhões de barris, gerando dispêndio de R$ 3 bilhões à Petrobras.
Ao vender esse volume de gasolina no mercado doméstico a preços abaixo dos do mercado internacional, a Petrobras registrou perda de R$ 655 milhões.
Para 2012, com o preço fixo no mercado doméstico, estima-se que as perdas poderão atingir R$ 2,2 bilhões.
No caso do diesel, as importações custaram R$ 13,8 bilhões. Como o subsídio, a Petrobras registrou perda de R$ 3,1 bilhões.
Para 2012, estima-se que o volume de importações de diesel gere dispêndio de R$ 17,5 bilhões.
Caso o preço do diesel se mantenha congelado no mercado doméstico, as perdas da Petrobras atingiriam R$ 3,9 bilhões.
Assim, a perda com a venda subsidiada de gasolina A e de diesel importados saltaria de R$ 3,7 bilhões em 2011 para R$ 6,1 bilhões em 2012 (aumento de 65%).
Esse cenário de aumento de importações de gasolina e de diesel tende a se manter nos próximos anos. A única forma de conter esse consumo e, consequentemente, das importações, seria a elevação dos preços dos combustíveis, o que parece pouco provável diante das declarações da nova presidente da empresa. A conferir.
Fonte: Artigo publicado na Folha de S.Paulo
Adriano Pires
Diretor do CBIE (Centro Brasileiro de Infraestrutura)
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