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Cessão Onerosa

Petrobras garante que não fará nova emissão de ações

30/06/2014 | 10h59

 

A direção da Petrobras foi "enfática" na sexta-feira (27) ao garantir para analistas que a companhia não fará nenhuma nova emissão de ações para fazer frente à novas despesas com a aquisição dos excedentes de petróleo e gás no pré-sal. Depois de uma reunião convocada pela presidente da estatal, Graça Foster, a avaliação de fontes foi de que a conversa foi produtiva, mas as dúvidas persistem, assim como as incertezas.
A diretoria da estatal defendeu a transação com o governo, que repassa por contratação direta entre 10 bilhões e 15 bilhões de barris de óleo e gás do pré-sal, localizados em campos onde a Petrobras já tem acordos de produção por meio do contrato de cessão onerosa, assinado após a capitalização da companhia. "A Petrobras afirma que conseguiram muitos barris com menos risco exploratório e uma economicidade razoável. Mostram que, na visão deles, a alavancagem não muda significativamente, mostraram indicadores ano a ano que só mudam na casa decimal", disse um analista ao 'Valor'.
Sobre o momento do anúncio, muito criticado, já que a Petrobras vai explorar essas áreas pelas quais pagará adiantado daqui há uma década, a explicação da diretoria foi que era necessário fazer o plano de desenvolvimento de toda a área, não apenas da cessão onerosa, e não apenas dos 5 bilhões de barris originais, para que se pudesse obter ganhos de escala.
A Petrobras calcula que a adição de novos barris exigirá um aumento de 3,5% no investimentos programado para 2014-2018, de US$ 207 bilhões.
Esse impacto, que inclui o pagamento de bônus de R$ 2 bilhões ainda este ano, é 0,5% maior do que estimado terça-feira. "Como sempre, tanto Graça quanto o diretor Formigli conseguem mostrar um monte de [justificativas] racionais. Só que existe um caminhão de premissas preocupantes. Entre o risco de custos, o preço do petróleo, o ritmo da produção e, finalmente, a curva de produção da cessão onerosa que não está no contrato e será negociada com a ANP", resumiu a fonte, que pediu para falar sem ter seu nome divulgado.
A dúvida maior agora continua sendo como repartir a participação governamental em relação à produção de cada área. Nos cinco bilhões de barris iniciais da cessão onerosa já foram pagos por exemplo a Participação Especial (PE) e o royalty é menor, de 10%.
A resolução do Conselho Nacional de Política Energética diz que volumes que excederem a curva de produção da cessão onerosa (ou seja, a partir de 5 bilhões de barris) serão tratados como partilha, de onde o governo terá direito à média de 47% do óleo e o royalty incidente é de 15%.
Essas curvas de produção, por sua vez, serão negociadas entre a Petrobras e a Agência Nacional do Petróleo (ANP) quando for feito o Plano de Desenvolvimento da Produção (PAD) de cada área. Até o momento os campos da cessão onerosa já declarados comerciais foram Franco e Sul de Tupi, renomeados como Búzios e Sul de Lula em dezembro do ano passado e para esses o processo de revisão do contrato com a União já começou, as demais serão feitas até o fim deste ano.
Na sexta-feira, duas agências de avaliação de risco de crédito, com Moody's e Fitch mostraram preocupação. Segundo a Fitch, o desembolso de R$ 15 bilhões vai criar maior pressão sobre o já negativo fluxo de caixa livre, o que combinado às perdas com a distribuição e comercialização de combustíveis, e ao moderado crescimento da produção em 2014 "devem ter impacto significativo na geração interna de fluxo de caixa da companhia e aumentar a dependência de crédito".

A direção da Petrobras foi "enfática" na sexta-feira (27) ao garantir para analistas que a companhia não fará nenhuma nova emissão de ações para fazer frente à novas despesas com a aquisição dos excedentes de petróleo e gás no pré-sal. Depois de uma reunião convocada pela presidente da estatal, Graça Foster, a avaliação de fontes foi de que a conversa foi produtiva, mas as dúvidas persistem, assim como as incertezas.

A diretoria da estatal defendeu a transação com o governo, que repassa por contratação direta entre 10 bilhões e 15 bilhões de barris de óleo e gás do pré-sal, localizados em campos onde a Petrobras já tem acordos de produção por meio do contrato de cessão onerosa, assinado após a capitalização da companhia. "A Petrobras afirma que conseguiram muitos barris com menos risco exploratório e uma economicidade razoável. Mostram que, na visão deles, a alavancagem não muda significativamente, mostraram indicadores ano a ano que só mudam na casa decimal", disse um analista ao 'Valor'.

Sobre o momento do anúncio, muito criticado, já que a Petrobras vai explorar essas áreas pelas quais pagará adiantado daqui há uma década, a explicação da diretoria foi que era necessário fazer o plano de desenvolvimento de toda a área, não apenas da cessão onerosa, e não apenas dos 5 bilhões de barris originais, para que se pudesse obter ganhos de escala.

A Petrobras calcula que a adição de novos barris exigirá um aumento de 3,5% no investimentos programado para 2014-2018, de US$ 207 bilhões.

Esse impacto, que inclui o pagamento de bônus de R$ 2 bilhões ainda este ano, é 0,5% maior do que estimado terça-feira. "Como sempre, tanto Graça quanto o diretor Formigli conseguem mostrar um monte de [justificativas] racionais. Só que existe um caminhão de premissas preocupantes. Entre o risco de custos, o preço do petróleo, o ritmo da produção e, finalmente, a curva de produção da cessão onerosa que não está no contrato e será negociada com a ANP", resumiu a fonte, que pediu para falar sem ter seu nome divulgado.

A dúvida maior agora continua sendo como repartir a participação governamental em relação à produção de cada área. Nos cinco bilhões de barris iniciais da cessão onerosa já foram pagos por exemplo a Participação Especial (PE) e o royalty é menor, de 10%.

A resolução do Conselho Nacional de Política Energética diz que volumes que excederem a curva de produção da cessão onerosa (ou seja, a partir de 5 bilhões de barris) serão tratados como partilha, de onde o governo terá direito à média de 47% do óleo e o royalty incidente é de 15%.

Essas curvas de produção, por sua vez, serão negociadas entre a Petrobras e a Agência Nacional do Petróleo (ANP) quando for feito o Plano de Desenvolvimento da Produção (PAD) de cada área. Até o momento os campos da cessão onerosa já declarados comerciais foram Franco e Sul de Tupi, renomeados como Búzios e Sul de Lula em dezembro do ano passado e para esses o processo de revisão do contrato com a União já começou, as demais serão feitas até o fim deste ano.

Na sexta-feira, duas agências de avaliação de risco de crédito, com Moody's e Fitch mostraram preocupação. Segundo a Fitch, o desembolso de R$ 15 bilhões vai criar maior pressão sobre o já negativo fluxo de caixa livre, o que combinado às perdas com a distribuição e comercialização de combustíveis, e ao moderado crescimento da produção em 2014 "devem ter impacto significativo na geração interna de fluxo de caixa da companhia e aumentar a dependência de crédito".

 



Fonte: Valor Econômico
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