A Petrobras vai manter o prazo de cálculo anual da paridade internacional de preços dos combustíveis, adotado em fevereiro deste ano em substituição ao prazo anterior de três meses. Isso não significa, entretanto, que a Petrobras vai deixar de olhar, no dia a dia, a defasagem de preços em relação ao mercado, disse hoje (14) o diretor de Comercialização e Logística da empresa, Cláudio Mastella.
“Essa métrica de monitoramento diária é fundamental, para manter a competitividade. E a variação em base anual serve para manter uma visão conjunta de que nossos preços seguem com flexibilidade no curto prazo, para poder praticar em alguns momentos, buscando maior competitividade, com margens mais baixas ou um pouco mais altas”, disse Mastella, em entrevista coletiva virtual.
Sobre a frequência de reajustes de preços, Mastella afirmou que, no passado, a Petrobras já praticou frequências muito baixas e muito altas de reajustes. A empresa tem como pratica hoje uma frequência intermediária, buscando alinhamento aos preços internacionais, preços competitivos, com reajustes em bases de frequência variável, “de modo a gente continuar competindo no mercado”.
No âmbito das exportações, a expectativa da Petrobras está em torno de 713 mil barris hoje, mas, segundo Mastelle, isso poderá ser reavaliado. “A revisão da nossa leitura de cenário, seja de preços, seja de demanda doméstica, seja de prêmios no mercado internacional, é feita o tempo todo, e isso faz com que reavaliemos permanentemente o melhor uso do nosso petróleo”. Isso vale para o mercado interno e para o internacional, sublinhou.
Precificação
Mastella explicou que o ganho de participação da Petrobras no mercado de gasolina e diesel já vinha ocorrendo desde o segundo semestre do ano passado e faz parte da política mais agressiva de precificação em relação ao mercado, buscando um grande market share para estimular o uso do parque de refino.
Ele disse que o que aconteceu no primeiro trimestre do ano, com aumento da participação da empresa no mercado de diesel, foi resultado da estratégia de preços e também da redução da importação de terceiros para o mercado brasileiro. “Esse é um parâmetro que a gente monitora, buscando rentabilidade para a empresa, que é o objetivo maior”. A participação de terceiros demonstra que o mercado é competitivo, “que não somos os únicos atores desse mercado e que a formação de preços que praticamos é transparente e em consonância com o mercado internacional”, acrescentou.
Sobre o programa de redução de furtos em dutos da Petrobras, o diretor da empresa informou que, de 2018 até agora, vem se reduzindo o volume de produto furtado dos dutos, que era de 11 mil metros cúbicos para uma previsão, este ano, de menos de mil metros cúbicos de furtos. Mastella destacou que, nesse caso, o maior problema não é econômico, mas de segurança para a operação do sistema, para as comunidades localizadas perto das redes de dutos e para o meio ambiente. Os furtos, de modo geral, são feitos de maneira primitiva, gerando riscos ambientais e para a população, afirmou.
A Petrobras gastou no ano passado R$ 180 milhões para o sistema de proteção aos dutos e monitoramento das faixas. As denúncias podem ser feitas pelo número 168.
Dívida
O diretor financeiro e de Relacionamento com Investidores, Rodrigo Araújo, assegurou que, em termos de exposição econômica, a Petrobras tem neutralidade importante em relação ao dólar. “A exposição ao dólar não é relevante para fins de equilíbrio econômico da companhia”. A Petrobras alcançou resultados significativos no primeiro trimestre deste ano em termos de redução da dívida em dólar. “A companhia teve geração de caixa sólida”, afirmou. “Tivemos um fluxo de caixa livre de US$ 5,6 bilhões e entradas adicionais no valor de US$ 800 milhões.”
No período, a empresa teve também redução de alavancagem significativa. “A nossa dívida caiu US$ 4,6 bilhões”. A isso se somam mais R$ 3,2 bilhões de queda até o final de abril. Rodrigo Araújo disse que, na prática, a Petrobras segue fortemente engajada no atingimento da meta de dívida de US$ 67 bilhões para o final deste ano. Para 2022, a meta é reduzir ainda mais a dívida para US$ 60 bilhões.
Em termos de desinvestimento,Araújo informou que, de janeiro a maio deste ano, a Petrobras encerrou operações de desinvestimento no valor de US$ 2,5 bilhões e registrou entrada de caixa de US$ 500 milhões até agora. Araújo admitiu que a pandemia do novo coronavírus impactou um pouco na questão de desinvestimento de ativos da companhia e ressaltou que a meta é encerrar o ano com maior número de processos da gestão de portfólio, mantendo o ritmo acelerado de venda.
Estão na lista de alienações para este ano as refinarias Isaac Sabbá, Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste, Alberto Pasqualini, Gabriel Passos, Abreu e Lima, Presidente Getúlio Vargas, além da Unidade de Industrialização de Xisto e Gaspetro.
Malha equatorial
O diretor de Exploração e Produção, Fernando Borges, por sua vez, informou que o trabalho desenvolvido pela companhia junto ao Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) está evoluindo bem, com perspectiva de obter licença no início de 2022 para perfuração da foz do Amazonas, na chamada malha equatorial. A previsão é furar pelo menos três poços exploratórios na Bacia Pará/Maranhão, foz do Amazonas e Barreirinhas, no Maranhão, a partir do fim do ano que vem. A malha equatorial é considerada fronteira exploratória, e a Petrobras está “empenhando bastante estudo e dedicação no sentido de atender os requisitos ambientais para uma área sensível como aquela, mas demonstrando que podemos fazer uma operação segura.”
Borges garantiu que a estratégia de formar parcerias para atuar em águas profundas e ultraprofundas não foi abandonada. “Não se pode esquecer que exploração é uma atividade de risco”. Na área do pré-sal, acontece o mesmo: “não é bilhete premiado”. Para Borges, a beleza da parceria é que o sócio “vai sempre exigir que se faça o melhor projeto, tanto para explorar uma área como para desenvolver. E você sai mais forte para uma atividade que é de risco”.
Na Bacia Sergipe e Alagoas, de águas profundas, a previsão é ter a Fase 3 aprovada em meados de 2022, “se tudo correr bem”. Nessa área, Borges disse que a alternativa é escoar o produto para terra, via gasoduto, e entregar o gás para o mercado brasileiro.
O diretor de Desenvolvimento da Produção, João Henrique Rittershaussen, completou que a Petrobras está aguardando os sócios do projeto para dar o visto final para ir a mercado.
