Petrobras: geração operacional de caixa em 2011 alcançou R$ 62 bilhões 246 milhões

A geração operacional de caixa, medida pelo Ebitda, aumentou 5% em relação a 2010. O lucro líquido em 2011 foi de R$ 33 bilhões 313 milhões, 5% inferior ao apurado no ano anterior.

De acordo com o comunicado da Petrobras, no Brasil, as reservas provadas atingiram 15,71 bilhões de boe (barris de óleo equivalente) pelo critério SPE/ANP. O Índice de Reposição de Reservas (IRR) ficou em 152% e a relação reserva produção em 19,2 anos. Pelo vigésimo ano consecutivo, a Companhia mantém um IRR no Brasil acima de 100%. A produção de petróleo e gás natural alcançou a média diária recorde de 2 milhões 622 mil de boe em 2011. No Brasil, a média da produção de óleo e LGN (líquido de gás natural) foi de 2 milhões 22 mil bpd (barris por dia), 1% superior à média de 2010.A produção foi crescente no pré-sal em 2011: a média diária passou de 103 mil boe em janeiro para 201 mil boe em dezembro. Foi declarada a comercialidade da área de Guará (atual Campo de Sapinhoá) em dezembro, com volume recuperável total estimado em 2,1 bilhões de boe. Entraram em operação, em 2011, cinco novos sistemas de produção e 11 sondas de perfuração marítima (outras três estavam em testes de aceitação ao fim do ano). Em 2011, a venda de derivados no mercado brasileiro aumentou 9% em relação a 2010, atingindo 2 milhões 131 mil barris/dia. Em 02 de fevereiro de 2012, a Petrobras realizou a maior captação internacional de títulos brasileiros, no valor de US$ 7 bilhões, com custos e prazos favoráveis ao financiamento das atividades da Companhia. E foi feita proposta de distribuição de dividendos e juros sobre capital no montante de R$ 12 bilhões 1 milhão (R$ 7 bilhões 827 milhões já foram pagos ao longo de 2011).

Lucro líquido em 2011 alcançou R$ 33 bilhões 313 milhões – Em 2011, a Companhia aumentou a receita de vendas em 15%, impulsionada, principalmente, pelo aumento da venda de derivados no mercado interno (+9%), comercializados a preços mais elevados. No ano, o preço médio de realização dos derivados aumentou 6% (de R$ 158,43/ barril em 2010 para R$ 167,87/ barril em 2011). A cotação média do petróleo Brent aumentou 40% (US$ 79,47/barril para US$ 111,27/barril), o que elevou as receitas com exportações, vendas internacionais e operações de trading.

Este aumento da receita foi parcialmente compensado pelo aumento de 23% no Custo do Produto Vendido (CPV), decorrente da elevação dos preços e volumes importados de petróleo e derivados para atendimento ao mercado interno e pelo aumento dos gastos com participações governamentais.

As despesas operacionais aumentaram 7%, refletindo principalmente o aumento de gastos com despesas gerais e administrativas, com custos exploratórios (devido ao aumento da atividade operacional) e com pesquisa e desenvolvimento, refletindo os gastos com o sistema de separação submarina de água e óleo e com contratação de projetos.

A geração operacional de caixa (Ebitda) aumentou 5%, atingindo valor recorde de R$ 62 bilhões 246 milhões. Esse indicador revela a solidez de capacidade de geração interna de caixa da Companhia.

As receitas financeiras líquidas de R$ 122 milhões foram inferiores às apuradas em 2010 e refletiram a variação monetária cambial decorrente da depreciação de 13% do real frente ao dólar. Lucro líquido do quarto trimestre de 2011 atingiu R$ 5 bilhões 49 milhões – No trimestre, a Companhia apurou uma maior receita de vendas (+3%), refletindo o aumento dos preços dos derivados no mercado interno, notadamente diesel e gasolina (reajustados, em novembro, em 2% e 10%, respectivamente). Também foram registrados o crescimento de 12% no volume vendido de gasolina e o efeito da desvalorização do real sobre os preços das exportações, parcialmente compensados pelo não reconhecimento contábil de exportações em andamento.

O CPV foi impactado, principalmente, pelo incremento das importações para atendimento à demanda doméstica e pela desvalorização do real (10% no câmbio médio) sobre os gastos em dólar.

As despesas operacionais aumentaram 24%, principalmente devido a custos exploratórios (baixas de poços secos no país), perdas na recuperação de ativos e despesas com pessoal, fruto do ACT 2011. As receitas financeiras líquidas de R$ 400 milhões no quarto trimestre, em comparação com as despesas financeiras líquidas de R$ 5 bilhões 227 milhões no terceiro trimestre, refletiram a menor depreciação do real frente ao dólar sobre o endividamento.

O lucro líquido consolidado do trimestre foi 20% inferior ao trimestre anterior devido à redução do lucro operacional, e ao maior imposto de renda sobre atividades internacionais, parcialmente compensados pela menor depreciação do real frente ao dólar no resultado financeiro e nas participações societárias.

Produção de petróleo e gás natural – A produção total de petróleo e gás natural da Petrobras no Brasil e no exterior em 2011 atingiu a média diária recorde de 2 milhões 622 mil barris de óleo equivalente (boe), 2% superior ao volume produzido em 2010.

No Brasil, a produção total de óleo e gás natural em 2011 aumentou 2%, alcançando 2 milhões 377 mil boed. A produção de gás natural aumentou 6%. Em abril, entrou em operação a plataforma de Mexilhão, na Bacia de Santos, com capacidade de produção de 15 milhões de m³/dia. A Petrobras deu início, ainda, ao escoamento do gás natural do Polo de Uruguá, pelo gasoduto Uruguá/Tambaú-Mexilhão, e do campo de Lula, pelo gasoduto Lula-Mexilhão, conferindo maior flexibilidade no suprimento de gás para o mercado nacional.

A produção de petróleo atingiu a média diária de 2 milhões 22 mil barris, valor 1% superior a 2010. Esse crescimento foi sustentado pelo maior volume produzido em plataformas existentes e pelo projeto piloto de Lula, que encerrou o ano produzindo 65 mil bpd. Também contribuíram para o aumento os quatro novos sistemas que entraram em 2011: a P-56, no campo de Marlim Sul na Bacia de Campos, que está produzindo 71 mil bpd, e três Testes de Longa Duração (TLDs), nas áreas de Cernambi, Lula Nordeste e Carioca Nordeste.

No 4º trimestre de 2011, a Petrobras teve menos paradas programadas para manutenção na comparação com o trimestre anterior. Houve também redução no número de paradas não programadas, o que contribuiu para o crescimento na produção nacional de óleo e gás do trimestre. No ano, a perda de produção devido a manutenções não previstas foi de 33 mil bpd (1,6% da meta de produção). Como parte do desenvolvimento das áreas do pré-sal da Bacia de Santos, em dezembro de 2011, a Companhia declarou a comercialidade da área de Guará, que passou a se chamar Campo de Sapinhoá. O volume recuperável total estimado deste campo é de 2,1 bilhões de boe. Em 2011, as reservas provadas totais (Brasil e exterior) atingiram 16,41 bilhões de boe pelo critério SPE/ANP. O Índice de Reposição de Reservas (IRR) ficou em 148% e a relação reserva-produção em 18,5 anos, o que demonstra a capacidade exploratória da Companhia.

Investimentos priorizaram a capacidade de produção – Os investimentos em 2011 totalizaram R$ 72 bilhões 546 milhões, sendo a maior parte dedicada aos segmentos de Exploração e Produção (47%) e Abastecimento (37%).

Na área de Exploração e Produção, a Petrobras realizou diversas e importantes descobertas de petróleo e gás natural ao longo de 2011 e implementou novos sistemas definitivos de produção. Em novembro, chegou ao Rio de Janeiro o navio adquirido para a conversão do casco da plataforma FPSO P-74, a primeira destinada às áreas da Cessão Onerosa, no pré-sal da Bacia de Santos. Com o mesmo objetivo, outros três navios virão da Malásia em 2012 e 2013. A conversão de todos os cascos (P-74, P-75, P-76 e P-77) será realizada no Estaleiro Inhaúma (RJ). No segmento de Abastecimento, 14 novas unidades entraram em operação nas refinarias em 2011, visando à melhoria operacional, adequação ambiental das unidades, eficiência energética e flexibilização da produção de derivados. Em janeiro de 2012, a Companhia ampliou o fornecimento do diesel S-50, com baixo teor de enxofre, para todos os estados brasileiros.

Na área de Gás e Energia, a Companhia encerrou, em 2011, o ciclo de investimentos na malha de transporte de gás natural permitindo ampliar a oferta de gás natural no país. O Gasoduto Caraguatatuba- Taubaté (Gastau) foi concluído em 2011 e já está escoando o gás do pré-sal da Bacia de Santos.

Preços dos Produtos – O preço do petróleo nacional vendido pela Petrobras aumentou 37% em dólar na comparação entre 2011 e 2010. No mesmo período, o preço médio dos derivados no mercado interno cresceu 10% em dólar e 6% em reais.

Em 1º de novembro de 2011, entrou em vigor o reajuste nos preços de venda nas refinarias da gasolina (+10%) e do diesel (+2%). Esse reajuste foi definido levando em consideração a política de preços da Companhia, que busca alinhar o preço dos derivados aos valores praticados no mercado internacional a partir de uma perspectiva de médio e longo prazo, que vem apontando para um novo patamar para os preços praticados.

Nível recorde de processamento do óleo nacional e crescimento do fator de utilização das refinarias A Petrobras destaca o volume processado de petróleo nacional nas refinarias, que alcançou nível recorde em 2011 de 1 milhão 862 mil bpd, 4% superior em relação a 2010, em função da parada programada da Replan naquele ano, e dos investimentos realizados no parque de refino. A Companhia utilizou 92% da capacidade nominal das refinarias no país. Do volume total do petróleo processado, 82% vieram de campos brasileiros. A Petrobras continua investindo em novas unidades de conversão, o que permitirá aumentar o processamento de óleo nacional nas refinarias.

Aumento das vendas de derivados no mercado interno superaram o crescimento do PIB nacional O volume de vendas de derivados no mercado interno em 2011 foi 9% superior ao mesmo período de 2010, destacando-se o óleo diesel, gasolina e QAV (querosene de aviação). A Companhia adaptou as refinarias para produzir mais gasolina e diesel. Parcela importante do crescimento da demanda, no entanto, teve de ser suprida por importações.

As vendas de diesel aumentaram 9% em função do aquecimento da economia, puxadas, principalmente pelo aumento nas atividades agropecuárias. O volume vendido de gasolina foi 24% superior, refletindo a maior competitividade frente ao etanol e o crescimento da frota de veículos. A demanda por gasolina deve se manter em alta, uma vez que não há perspectivas de oferta adicional de etanol em 2012. As vendas de QAV cresceram 12%, em função do crescimento da economia e da maior oferta de voos domésticos e internacionais.

Custo de extração e de refino – O custo de extração sem participações governamentais no país, em reais, aumentou R$ 3,61/bbl em relação a 2010, em função da entrada em operação de novos sistemas nos campos de Lula, Uruguá, Mexilhão e Parque das Baleias, com custos unitários iniciais mais elevados.

Contribuiu, também, o aumento no número de intervenções, manutenções e paradas em plataformas em poços dos campos de Marlim, Albacora, Albacora Leste, Roncador, Golfinho e Espadarte. O aumento do preço de referência do petróleo nacional contribuiu para o acréscimo de R$ 11,56/bbl no custo de extração com participações governamentais.

No quarto trimestre, o custo de extração no país, sem as participações governamentais, permaneceu estável em relação ao trimestre anterior. O custo de refino no país, na comparação entre 2011 e 2010, elevou-se em R$ 0,80/bbl com a entrada em operação de novas unidades mais complexas, projetadas para combustíveis mais limpos. No quarto trimestre, este custo permaneceu estável em relação ao trimestre anterior.

Fluxo de Caixa da Companhia – Os recursos gerados pelas atividades operacionais cresceram 7% em relação a 2010, alcançando R$ 56 bilhões 322 milhões. Esse montante, adicionado à captação líquida de R$ 18 bilhões 277 milhões, superou os investimentos e o pagamento de dividendos, mantendo elevada liquidez no período, com disponibilidades ajustadas alcançando R$ 52 bilhões 532 milhões em 31 de dezembro de 2011.

Em fevereiro de 2012, a Companhia realizou importante captação no exterior no valor total de US$ 7 bilhões, a maior emissão de títulos já feita por uma empresa brasileira. As taxas anuais configuraram o menor custo de captação para uma empresa brasileira para títulos de três e cinco anos, o menor custo para o prazo de 10 anos já alcançado pela Petrobras e o menor custo para o prazo de 30 anos de uma empresa brasileira. Em 2011, a Companhia captou US$ 18,4 bilhões no total, já incluindo a captação no mercado europeu realizada em dezembro (U$ 3,6 bilhões, somando valores em libras e em euros). O reconhecimento da qualidade do crédito da Petrobras por bancos, agências oficiais de crédito (ECAs) e investidores refletiu-se em custos e prazos favoráveis ao financiamento das atividades.

O endividamento líquido da Companhia aumentou em relação a 2010, em decorrência de captações de longo prazo e do impacto da depreciação de 13% do real frente ao dólar. A alavancagem (relação entre dívida e capital próprio) e a solvência (capacidade de honrar suas dívidas) da Companhia mantêm-se em patamares sustentáveis e dentro dos limites estabelecidos.

Contribuição econômica da Petrobras – A contribuição econômica da Petrobras, medida por meio da geração de impostos, taxas e contribuições sociais correntes, totalizou R$ 76 bilhões 777 milhões em 2011. O aumento de 33% no preço de referência do petróleo nacional, de R$ 125,93/bbl (US$ 71,58/bbl) em 2010 para R$ 168,07/bbl (US$ 100,39/bbl) em 2011 levou a um acréscimo das participações governamentais.

No quarto trimestre, as participações governamentais no país aumentaram em função da maior produção de campos existentes além do acréscimo de 6% no preço de referência do petróleo nacional, que alcançou R$ 179,39/bbl (US$ 99,70/bbl) contra R$ 169,21/bbl (US$ 103,42/bbl) no terceiro trimestre.