Com relação ao artigo do jornalista Elio Gaspari publicado hoje, 25/01, nos Jornais O Globo e Folha de São Paulo, sobre a venda da metade da participação da Petrobras nos ativos na África para o BTG Pactual, a Petrobras esclarece:

Não está correta a informação de que a produção de Akpo e Agbami correspondem a 60% do que o Brasil importa e 25% do que refina. O Brasil atualmente importa cerca de 380 mil bpd e refina cerca de 2.100 mil bpd de petróleo, portanto os números corretos são 14% e 2,5%, respectivamente.

A decisão de internacionalização da Petrobras deu-se no final da década de 90, em contexto totalmente diverso do atual: A Petrobras decidiu internacionalizar-se no final da década de 90, porque não havia expectativas de contar com suficientes reservas de óleo e gás no Brasil para garantir o suprimento do País. Com a descoberta do Pré-sal, intensificou ali a exploração e produção, descobrindo vários campos gigantes– situação oposta a que levara a companhia à internacionalização. A área do Pré-Sal passou a demandar vultosos investimentos e a oferecer produtividade excepcional. Como faria qualquer companhia de petróleo, a Petrobras mudou seu enfoque de internacionalização para o de concentração de investimentos no Brasil. Dessa forma, seus negócios em todo o mundo foram reavaliados.

O principal motivo para a formação da Joint Venture (JV) na África foi viabilizar o desenvolvimento do campo de Egina, na Nigéria. O artigo não menciona que a principal motivação da formação da Joint Venture na África foi viabilizar o desenvolvimento do campo de Egina, na Nigéria, que exigiria investimentos da ordem de US$ 3 bilhões. Sem a formação de uma JV e sem possibilidade de captar recursos deste montante via novo financiamento no mercado, as alternativas para a Petrobras viabilizar o desenvolvimento de Egina seriam a saída total do campo de Agbami, ou ainda a diluição de sua participação no campo de Akpo, na Nigéria. Portanto a formação da JV foi, sem dúvida, a melhor alternativa para a Petrobras, assegurando sua permanência estratégica na África.

A JV engloba também ativos exploratórios de alto risco. O artigo também não cita que as operações da Petrobras na África envolviam não apenas os campos em produção na Nigéria de Akpo e Agbami, mas também ativos exploratórios de alto risco nos países: Benin, Gabão, Namíbia, Angola e Tanzânia. Desde a formação da JV, as atividades exploratórias já consumiram investimentos da ordem de US$ 250 milhões na perfuração de quatro poços, que não resultaram em descobertas de hidrocarbonetos, ou seja, poços secos.

A Petrobras incluiu outras entidades financeiras na lista das14 empresas convidadas para o processo. Além do BTG Pactual, a Petrobras convidou para participação no processo competitivo empresas com atuação em óleo e gás e empresas financeiras, como fundos de investimentos de outros países. Um dos fundos de investimento, que era controlador de uma empresa petroleira estrangeira, chegou a enviar proposta inferior à do BTG em valor e condições.

A Chevron foi sim consultada pela Petrobras e revelou não ter interesse, naquele momento, em aumentar sua posição em todos os ativos na África. O direito de preferência da Chevron se aplicaria caso a Petrobras tivesse escolhido a alternativa de venda só do campo de Agbami. No caso da formação da JV, englobando todos os ativos na África, não seriam modificadas as composições de cada consórcio individualmente, e, portanto, não caberia direito de preferência em razão da entrada de um novo sócio na JV.

A nova lei na Nigéria ainda está em tramitação: No artigo, o termo "lei ruim" usado pelo autor refere-se à PIB (Petroleum Industry Bill) da Nigéria, que está em tramitação. A Nigéria discute a modificação de seu marco regulatório do petróleo sem que haja, ainda, certeza sobre o seu texto final, início da sua aplicação e impactos nos negócios. Essa indefinição traz incerteza aos negócios locais e, assim, empresas internacionais vêm postergando seus investimentos. As propostas recebidas consideravam que o sócio compartilharia com a Petrobras os riscos do PIB. A proposta do BTG de US$ 1,5 bilhão, por 50% da JV, estava dentro da faixa de valor da avaliação interna da Petrobras e foi considerada justa pelo assessor financeiro Standard Chartered Bank.

Financiamentos são necessários para alavancar qualquer empresa: A linha de crédito RBL (Reserve Based Loan) foi obtida após extensas negociações com um grupo de nove bancos, que resultaram na melhoria das condições comerciais, consideradas aceitáveis pelos sócios Petrobras e BTG. Cabe ressaltar que a alavancagem de um empresa e a busca de sua estrutura ótima de capital, balanceando dívida e equity, é reflexo de uma boa gestão financeira visando agregação de valor. Como já esclarecido anteriormente, a Petrobras não teria condições de endividamento adicional, se permanecesse sozinha no negócio.

A lucratividade das operações de produção na África já permitiam anteriormente à formação da Joint Venture a distribuição de dividendos para a Petrobras através de sua controlada PIBBV: As operações seguem sendo lucrativas, o que permitiu a distribuição de dividendos de US$ 150 milhões para cada um dos sócios agora não mais via PIBBV, mas através da PO&G (Joint Venture Petrobras – BTG)

Desinvestimentos da Petrobras eram necessários e previstos no seu Plano de Negócios desde 2011: As operações de desinvestimentos são uma fonte importante de recursos. Todas as empresas no mundo consideram como uma das fontes de recursos as operações de desinvestimentos, que envolvem requisitos de sigilo e confidencialidade e têm como benefício a antecipação do fluxo de caixa futuro dos ativos desinvestidos, bem como, no caso de formação de parcerias, o compartilhamento dos riscos e dos investimentos necessários para continuidade das atividades.