A Associação dos Engenheiros da Petrobras (AEPET) publicou uma nota batendo duro no governo de Michel Temer. De acordo com o texto, "a atual administração transformou lucros em prejuízos com a desvalorização de seus ativos, preparando o caminho para as privatizações e desintegração da companhia".
A instituição diz, ainda, que a gestão Temer "interrompeu uma série histórica de 22 anos de reposição de reservas (aumento de reservas superior à produção)".
"Entregou o mercado de combustíveis aos concorrentes, por meio da nova política de preços, aumentando as importações em 41% em um ano, onerando as contas do país e operando nossas refinarias a 77% da capacidade, contra 98% em 2013", diz.
Confira a íntegra do texto:
Alertamos a sociedade brasileira para os danos causados à Petrobrás e ao país pela direção da empresa.
A atual administração transformou lucros em prejuízos com a desvalorização de seus ativos, preparando o caminho para as privatizações e desintegração da companhia; interrompeu uma série histórica de 22 anos de reposição de reservas (aumento de reservas superior à produção); entregou o mercado de combustíveis aos concorrentes, por meio da nova política de preços, aumentando as importações em 41% em um ano, onerando as contas do país e operando nossas refinarias a 77% da capacidade, contra 98% em 2013.
Desintegração de atividades
A Petrobrás passa por um processo de vendas de ativos que está levando à desintegração de suas atividades. A direção da companhia alega que é necessário para reduzir sua dívida, oriunda de investimentos realizados após a descoberta do pré-sal pela Petrobrás em 2006.
Quando o portfólio de projetos de uma empresa de petróleo permite o aumento da produção, e da receita, a dívida é benigna e facilmente gerenciável. A Petrobrás tem dívida maior do que suas concorrentes multinacionais porque descobriu o pré-sal e dispõe do mercado brasileiro que, além de grande, tem potencial para crescer.
Na indústria do petróleo a maturação dos projetos dura em torno de dez anos. Significa dizer que, iniciado um projeto o retorno em lucros e geração de caixa só começa a ocorrer depois desse prazo. Como não existem linhas de crédito com dez anos de carência, este tipo de indústria, em tese, precisa “rolar” ou refinanciar suas dívidas até a entrada em operação dos projetos.
Nosso consumo per capita de energia é moderado, muito inferior ao dos países desenvolvidos. As multinacionais de capital privado têm reservas e mercados declinantes, não tem perspectiva de crescer e usam o endividamento para pagar dividendos, ou recomprar suas ações para valorizá-las e assim atender aos acionistas. A realidade da Petrobrás é muito melhor, por isso seus ativos, reservas e mercado são alvo da cobiça internacional que foi revelada pelo Wikileaks.[i]
Pré-sal
A província do pré-sal[ii] é a maior descoberta das últimas décadas e está entre as maiores da história, mas as reservas ainda não foram dimensionadas com maior grau de confiança. São estimadas reservas de 30 a 100 bilhões de barris de petróleo equivalente, mas este volume pode ser superado em função da natureza geológica, do desenvolvimento tecnológico e das condições macroeconômicas.
A produção do pré-sal tem sido acelerada em tempo recorde na comparação com o desenvolvimento de outras províncias em águas profundas, como o Golfo do México, Mar do Norte ou Bacia de Campos. Já foi produzido mais de 1 bilhão de barris e o pré-sal representa hoje quase 50% da produção diária nacional.[iii]
Os investimentos da Petrobrás de US$ 225 bilhões no Plano Estratégico e Plano de Negócios (2011-2015)[iv] foram elaborados com as premissas do barril de petróleo superior a 80 dólares, com o dólar cotado a 1,73 reais e preços internos dos combustíveis alinhados com os internacionais. O financiamento seria efetuado com a geração de receitas e complementado com recursos de terceiros (dívida).
A meta de produção era de 4 milhões de barris equivalentes por dia em 2015 e 6,4 milhões em 2020. O excedente da produção seria exportado, preferencialmente como derivados. Para comparação, a produção atual é de 2,8 milhões de barris diários.
No refino, os investimentos visavam atender ao crescimento de demanda do mercado interno, que poderia ter as importações líquidas de derivados crescendo de 5% em 2010 para 40% em 2020, onerando as contas externas do país.
O plano de investimentos foi estabelecido pelo governo federal, representante da União Federal, seu acionista controlador. É importante frisar o compromisso da União com as premissas estabelecidas no plano de investimento e sua responsabilidade como acionista controlador frente aos demais acionistas da companhia.
A dívida
Com a queda do preço do barril a menos da metade e a desvalorização do real frente ao dólar, a dívida aumentou significativamente. O endividamento[v]consolidado passou de 181 bilhões de reais em 2012 para 436 bilhões em 2015.
O plano estratégico de 2011 dependia da elevação do endividamento em dólares e contava com a projeção de receita futura com a venda em reais no mercado interno e a exportação de petróleo valorizado. Condições dependentes da desvalorização do dólar e, portanto, vulneráveis a sua apreciação[vii].
O correto, e mais prudente, seria projetar o crescimento da produção de petróleo na medida da demanda interna, agregar valor com a produção de derivados, petroquímicos, fertilizantes etc. Além de substituir importações para reduzir a necessidade de dólares.
Além dos riscos assumidos, houve a subordinação da Petrobrás ao cartel dos empreiteiros, viabilizada pelos políticos traficantes de interesses e por executivos de aluguel.
Também relevante foi o prejuízo derivado da política de subsídios aos preços dos combustíveis, com perdas de 98 bilhões de reais[viii] aos cofres da companhia, entre 2011-2014, obrigada a importar diesel e gasolina no mercado externo e revendê-los internamente com preços inferiores aos adquiridos.
Os erros do passado não podem ser utilizados para justificar os erros do presente. É possível reduzir a dívida da Petrobras sem realizar as privatizações previstas entre 2017 e 2018 de US$ 19,5 bilhões.
O Plano Estratégico e Plano de Negócios e Gestão vigente (PNG 2017-2021)[ix]prevê receita de 179 bilhões de dólares entre 2017 e 2021. Deste montante, 158 bilhões são resultado da geração operacional, após o pagamento dos dividendos. Outros 19,5 bilhões da venda de ativos e 2 bilhões do caixa.
Entre os usos, prevê 74 bilhões em investimentos, 73 bilhões em amortizações e 32 bilhões em despesas financeiras. Como resultado, o plano antecipa a redução da alavancagem[x] (razão entre a dívida líquida e a geração de caixa após pagamento dos dividendos) de 4,5 para 2,5 de 2020 para 2018.
Sem a antecipação da meta não seria necessário privatizar os US$ 19,5 bilhões em ativos até 2021. A antecipação da meta foi a forma encontrada para justificar o massivo desinvestimento, a toque de caixa.
A Reuters Brasil[xi] publicou que a Petrobrás não espera que o agravamento da crise política brasileira, causada por investigações de suspeitas de corrupção envolvendo o governo, afete o programa de vendas de ativos e de redução de dívidas da empresa, segundo o presidente da companhia, Pedro Parente. O executivo também disse que a empresa não vai parar de reduzir o indicador de alavancagem medido pela dívida líquida sobre o Ebitda após atingir a meta de 2,5 vezes, prevista para até o fim de 2018. Ele reiterou acreditar que um nível de 1,5 vez seria mais apropriado para o indicador.
O pagamento da dívida sem privatizações
A Petrobrás não precisa vender ativos para reduzir seu nível de endividamento. Ao contrário, na medida em que vende ativos ela reduz sua capacidade de pagamento da dívida no médio prazo e desestrutura sua cadeia produtiva, em prejuízo à geração futura de caixa, além de assumir riscos empresariais desnecessários. A alienação de ativos é uma escolha política e empresarial, e revelamos que ela é desnecessária.
Em “Existe alternativa para reduzir a dívida da Petrobrás sem vender seus ativos”[xii], apresentamos alternativa que preserva a integridade corporativa da Petrobrás e sua capacidade de investir, na medida do desenvolvimento nacional e em suporte a ele. Enquanto garante a sustentação financeira, tanto pela redução da dívida, quanto pela preservação da geração de caixa a médio prazo. A tabela abaixo resume o comparativo.
Na alternativa estudada, a partir de parâmetros públicos da Petrobrás, sem vender um único ativo, a alavancagem poderia cair de 4,5 para 3,1 em 2018, indicador inteiramente razoável. A amortização anual da dívida, com recursos de parte da geração de caixa, resultaria na redução da alavancagem para 2,5 em meados de 2021. O estudo é conservador na medida em que não contabiliza a geração de caixa adicional pela preservação dos ativos rentáveis que se pretende vender até 2018.
Em entrevista coletiva com jornalistas, em 11.01.2017, o presidente e o diretor financeiro anunciaram que a Petrobrás tinha recursos em caixa da ordem de US$ 22,00 bilhões, suficientes para honrar todos os compromissos, nos próximos 30 meses.
E não se diga que esta posição de caixa é mérito dos atuais administradores ou resultado da venda de ativos. Bendine ao afastar-se da presidência da Petrobrás registrou, na ocasião, a existência de saldo de caixa superior a R$ 100,00 bilhões ou US$ 27,00 bilhões ao câmbio da época.
Destacamos aqui palavras do presidente e do diretor financeiro: Monteiro observou que a intenção era capitar só US$ 2 bilhões, mas a reação positiva à operação possibilitou o aumento para US$ 4 bilhões. “Nossa posição de caixa é maior que todos os vencimentos (dividas) de 2017 e 2018. Isso antes das operações (emissão de bônus) e antes do recebimento dos (recursos) desinvestimentos feitos em 2016, que entrarão no caixa ao longo deste ano. “ Se a Petrobras não fizer nada nestes dois anos e meio, ela já tem recursos suficientes para cumprir com seu serviço da dívida
A privatização era tratada publicamente com o eufemismo do desinvestimento, e ainda é tratada desta maneira no Plano Estratégico (PNG 2017-2021). Entretanto, desde que o Tribunal de Contas da União (TCU) e a Justiça Federal suspenderam a venda dos ativos sem licitação, por meio da negociação direta ou das cartas convites, a direção da Petrobras passou a tratar da privatização sob o novo eufemismo das parcerias.[xiii] [xiv]
Os prejuízos contábeis e a desvalorização de ativos
A opinião pública é manipulada em função dos prejuízos contábeis registrados nos balanços de 2014, 2015 e 2016. O prejuízo contábil é resultado da reavaliação dos ativos por meio dos testes de recuperação de valor (impairment).
Os interessados em propalar a "quebra da Petrobras" e justificar a venda dos seus ativos se fixam nos prejuízos contábeis e esquecem dos pujantes resultados operacionais que revelam a imensa capacidade de geração de riqueza da companhia. Também não consideram as altas e crescentes reservas em caixa e que a simples valorização do real perante o dólar já reduziu significativamente a dívida.
Em 31 de dezembro de 2015, da dívida total de 126 bilhões, 93 bilhões eram marcados em dólares. Com a valorização da cotação do real de 3,95 para 3,07 para cada dólar, entre 30/12/15 e 15/2/17, podemos estimar uma redução equivalente a 82 bilhões de reais ou 26,7 bilhões de dólares na dívida[xv].
A redução da dívida pela simples apreciação do real é 37% maior do que a Petrobrás planeja arrecadar com as privatizações que nos próximos dois anos podem somar US$ 19,5 bilhões, por meio de crescentes parcerias na área de Exploração e Produção, além de Refino, Transporte, Logística, Distribuição e Comercialização.
A atual direção da empresa intensificou a desvalorização de ativos ("impairment") para posterior venda, iniciada na gestão Bendine, dirigida pelo mesmo diretor financeiro, Ivan de Sousa Monteiro, que, em três anos, reduziu o valor contábil dos ativos em 113 bilhões de reais: 48 em 2014, 49 em 2015 e 16 em 2016.
Em 2015, a companhia teve um lucro bruto de 98,5 de bilhões de reais e líquido de 15 bilhões. A desvalorização transformou o lucro em prejuízo de 34 bilhões, não distribuindo dividendos aos acionistas e ajudando a criar a imagem de empresa quebrada, divulgada pela grande mídia.
Como ensinam os especialistas, a desvalorização de ativos deve ser efetuada gradualmente, ao longo dos anos e não abruptamente, como foi feito, pois reflete um valor de momento que pode vir a ser revertido[xvi]. Desta forma, o baixo preço de petróleo pode reduzir o valor de um campo, mas que poderá ser retomado com a elevação do barril. Um empreendimento com conclusão postergada poderá retomar seu valor tão logo seja concluído. É o que fizeram as grandes companhias internacionais de petróleo neste mesmo período.
As desvalorizações[xvii] prestaram-se para o passo seguinte, foi justificativa para a venda de ativos.
A queda das reservas
A Petrobrás vem, ao longo das últimas décadas, repondo suas reservas em relação ao petróleo produzido. Entretanto, nos últimos anos, as reservas declinarem, em função da redução dos investimentos, reavaliações de ativos e vendas na área de exploração.
Fonte: Relatório da Administração 2016 da Petrobrás
Vale lembrar que a venda de vários campos - alguns já em produção - devem agravar ainda mais o quadro atual, comprometendo o futuro da empresa e do país.
Segundo o Relatório da Administração 2016, "tivemos um índice de Reposição de Reservas (IRR) de 34%, desconsiderando os efeitos dos desinvestimentos realizados em 2016." O que significa que para cada barril de óleo equivalente produzido no ano, foi acrescentado 0,34 barril às reservas.
Para se ter uma ideia do que isto significa, em 2014, o Índice de Reposição de Reservas foi de 125%, acima de 100% pelo 22º ano consecutivo. Enquanto, durante 22 anos, repúnhamos o óleo e gás produzidos e aumentávamos as reservas, em 2016 passamos a consumir mais do que incorporamos em reservas.
O resultado só poderia ser a redução das reservas e a vulnerabilidade do futuro da Petrobrás. Segundo o citado Relatório, "A relação entre o volume de reservas e o volume produzido é de 13,5 anos, sendo de 13,9 anos no Brasil". Em 2014, o indicador era de 19,3 anos.
Conteúdo local
A política de conteúdo local, praticada pela Petrobrás para desenvolver a indústria nacional, foi duramente atingida pelo corte substancial dos índices nas atividades de exploração e produção de petróleo e, pior, dando a entender que isto é bom para o Brasil. Na prática, esta decisão sinaliza o fim do conteúdo local.
Segundo o presidente do Clube de Engenharia[xviii], Pedro Celestino, " Estão querendo trocar um modelo bem-sucedido, inspirado pela Noruega, por um desastre econômico e social, cujo símbolo entre estudiosos é a Nigéria... Embora este país esteja entre os maiores produtores de petróleo do mundo, 70% da sua população vive abaixo da linha de pobreza e a taxa de desemprego é superior a 20%. Este país é um barril de pólvora. É o que acontecerá conosco, se a Petrobrás deixar de cumprir o seu papel histórico, o de âncora do nosso desenvolvimento industrial."
Para o presidente da Petrobrás, Pedro Parente, a Política de Conteúdo Local teria causado prejuízos de 33 bilhões de reais em três anos aos governos federal, estaduais e municipais pelos atrasos nos investimentos e início de produção, devido à demora na entrega de 12 plataformas de petróleo compradas no país. Considerou também uma discriminação contra as empresas estrangeiras aqui instaladas, pois a Constituição brasileira não faz distinção entre as empresas de capital nacional e estrangeiro.
A Abimaq (Associação Brasileira de Máquinas e Equipamentos) rebateu a crítica ao conteúdo local[xix] afirmando que na gestão Graça Foster os controles internos mostraram "atrasos enormes nos empreendimentos, principalmente nos importados como foi o caso das 12 sondas de perfuração, que atrasaram em média dois anos e não tinham conteúdo local, e o total descolamento dos orçamentos iniciais em percentuais inimagináveis que chegaram a mais de 500%."
José Velloso[xx] presidente da Abimaq, informou "Desde o primeiro leilão de blocos exploratórios, em 1999, as exigências de conteúdo local têm sido empregadas como ferramenta de desenvolvimento nacional conduzida com sucesso pela Petrobras. Àquela época a Petrobras adquiria mais de 65% de suas demandas de bens no Brasil. Portanto a Política de Conteúdo Local não nasceu no governo anterior e sim no Governo de FHC."
É importante lembrar que a Constituição de 1988 fazia a distinção entre empresas nacionais[xxi] e estrangeiras, que foi retirada em 1995, na mesma reforma constitucional que abriu para as empresas privadas nacionais e estrangeiras o exercício do monopólio do petróleo da União Federal, exercido até então apenas pela Petrobrás, desde a Lei 2004/1953 e incorporado à Constituição em 1988.
Na abertura da reunião da Frente Parlamentar Mista da Engenharia[xxii], Infraestrutura e Desenvolvimento Nacional, o presidente da Federação Nacional dos Engenheiros, Murilo Pinheiro, leu o "Manifesto à Nação Brasileira", destacando:” As compras governamentais – sejam de custeio, sejam de investimentos – passam por um processo deliberado de drástica contenção, asfixiando a demanda para a produção nacional. Por outro lado, a sobrevalorização do real desorganiza cadeias produtivas e dificulta a inserção internacional das empresas aqui instaladas. Na contramão das demais economias industrializadas, que dispõem de agências de investimento destinadas a alavancar a exportação de bens e serviços, aqui amesquinha-se o papel do BNDES como promotor do nosso desenvolvimento econômico e social.
Nesse quadro, é dramática a situação da nossa Engenharia. A Petrobras, âncora ao longo da sua história do nosso desenvolvimento industrial, responsável por cadeia de mais de 5.000 fornecedores nacionais e estrangeiros, está sendo dilapidada de ativos valiosos, vendidos sem transparência na “bacia das almas”, e passa a fazer coro com as petroleiras estrangeiras para combater políticas de conteúdo local indispensáveis à sobrevivência de empresas e de empregos, e também para prorrogar por mais 20 anos a maior renúncia fiscal da nossa história, o Repetro, quando se sabe quão difícil é a situação financeira da União e dos Estados, diante da queda contínua da arrecadação de impostos. O Brasil, ainda uma das dez maiores economias do mundo, não pode ser reduzido à condição de mero exportador de grãos, de carnes e recursos minerais. Abrir mão da sua base industrial nos remete novamente à condição de colônia. ”
Segundo o Movimento Produz Brasil[xxiii], que reúne as principais entidades do setor industrial e de trabalhadores do setor industrial "A cadeia fornecedora investiu nos últimos anos mais de 60 bilhões de dólares na implementação e ampliação da capacidade de produção, de forma a atender às expectativas de demanda do setor de petróleo e gás. Empresas multinacionais que para cá vieram por conta do Conteúdo Local encerrarão suas atividades no Brasil e passarão a fornecer bens e serviços a partir de outros países, acarretando maior desemprego e perda de renda."
A venda de ativos e a desintegração
A atual direção da empresa intensificou a venda ativos estratégicos, fundamentais para a sua integração, como a malha de gasodutos do Sudeste (NTS), reservas do pré-sal, Liquigás, biocombustíveis, e campos em produção. Avalia-se até a venda do controle da BR Distribuidora, principal responsável pelo escoamento de seus derivados no mercado interno.
O Plano Estratégico e de Negócios 2017-2021, define o foco da Petrobrás na produção de petróleo, abandonando as áreas de petroquímica, fertilizantes, biocombustíveis, reduzindo investimentos e privatizando os ativos do refino. Na contramão do que fazem as grandes companhias de petróleo, que estão adquirindo os ativos vendidos no país.
Sob a justificativa de mudança na política de preços de derivados, promoveu alterações que resultaram, não por acaso, na perda de fatia considerável de seu mercado para importadores e concorrentes. Aliás, a nova política de preços favoreceu os potenciais candidatos à compra da BR. Favorecimento a concorrente ainda pode ocorrer caso o CADE aceite a venda da Liquigás à Ultragaz, passando a deter metade do mercado interno, concentração denunciada pelos pequenos distribuidores como formação de cartel, com prejuízos para a população.
A venda de 90% da malha de gasodutos Nova Transportadora Sudeste (NTS), de 2,5 mil km por US$ 5,19 bilhões
Consideramos a operação de venda da NTS[xxiv] para um grupo de fundos de investimentos, liderados pela canadense Brookfield (antiga Brascan), lesiva ao País, à Petrobrás e aos consumidores.
Na realidade está sendo vendido um monopólio natural, que é a malha de gás, ao grupo estrangeiro que irá suprir a região mais industrializada e rica do país concentrando cerca de 60% do consumo brasileiro.
A venda de 90% das ações da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) para a Brookfield põe também em risco a saúde financeira e o futuro da Petrobrás e da Transpetro simultaneamente.
No caso da Petrobrás, como a proporção de gás associado nos reservatórios do Pré-Sal é elevada, a produção deste gás é crescente e assim continuará. Sem o controle da NTS, a empresa terá que pagar à canadense Brookfield para transportar nosso próprio gás e concorrer com a produção de outras operadoras.
A NTS tem apresentado lucro líquido positivo e crescente ao longo dos anos, porque a contratação da malha é do tipo ship-or-pay, ou seja, paga-se pelo uso da malha transportando à plena capacidade ou não. Uma malha de dutos é projetada para uma capacidade crescente, com pelo menos 10 anos à frente.
Assim, em 2015, a Petrobrás utilizou 57,1 % da capacidade contratada e o custo da capacidade não utilizada foi estimado em R$ 2,22 bilhões. Quando a NTS estava sob o controle da Companhia não havia problema, agora serão bilhões sendo gastos de uma forma ou de outra.
A Brookfield possui participação na maior transportadora de gás dos EUA e, por razões óbvias, muito certamente não requisitará os serviços da Transpetro, após a vigência do atual contrato de Operação & Manutenção.
Lembrando que 78% do faturamento da Transpetro vem da operação de dutos e terminais, o que se pode esperar para o futuro dela?
Salienta-se que a maioria dos gasodutos da Companhia são anteriores à Lei do Gás (Lei nº11.909/2009), consequentemente submetidos ao regime de autorização e poderiam permanecer assim até 2039. A desapropriação pela União no referido ano ocorreria mediante pagamento de indenização, sendo que, até lá, estaríamos ganhando para transportar em nossa malha o gás de outras concessionárias.
Pelo exposto, nada há que justifique a venda da NTS, transferindo um monopólio natural da Petrobrás para um monopólio privado que não trará quaisquer benefícios à empresa e tampouco à população brasileira.
O irrisório valor de venda da Liquigás
No nosso entendimento há conflitos de interesse nessa operação.
O diretor Ivan Monteiro veio do Conselho de Administração do Grupo Ultrapar, que depende apenas da aprovação do CADE para comprar a Liquigás e comandou o processo de desvalorização de ativos, beneficiando os compradores.
Em novembro de 2015, o Banco Itaú, responsável pela seleção das ofertas para aquisição da Liquigás, tornou-se sócio do Grupo Ultra. A sociedade refere-se à compra de 50% da ConnectCar (facilitadora de pagamentos eletrônicos em pedágios, postos de gasolina e estacionamentos) pelo Itaú. Apesar de não haver relação direta com o negócio de GLP, não deveria haver quaisquer ligações entre o banco e a empresa vencedora do processo de venda.
A venda da Liquigás, responsável pela distribuição de GLP da Petrobrás, é um erro estratégico por diversas razões:
1) É uma empresa lucrativa[xxv]: em 2015 teve um lucro líquido de R$ 114 milhões, 116% superior ao lucro de 2014 (R$ 53 milhões);
2) É uma empresa estratégica para o negócio principal da Companhia (produção de destilados em refinarias e processamento de gás natural): em 2015, a Liquigás comprou GLP da Petrobrás por R$ 2,2 bilhões, totalizando 1,65 milhões de toneladas.
Estoques elevados de GLP podem inviabilizar o funcionamento das Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs) e, por conseguinte, limitar a produção de petróleo do Pré-Sal. Os concorrentes do segmento de distribuição sabem disso e podem se aproveitar do fato para negociar preços convenientes aos seus anseios de lucro. Um braço próprio de distribuição de GLP é uma forma de limitar o assédio das concorrentes;
3) A Liquigás tem o potencial de frear a formação de cartéis no setor de distribuição de GLP em benefício da população: apenas 23% do preço do botijão pago pelo consumidor é apropriado pela Petrobras (holding) na produção de GLP. Entre revenda e distribuição são alocados 58% do preço final.
Uma vez que a Liquigás está presente em 23 estados brasileiros (exceto Amazonas, Acre e Roraima), cobrindo 83% dos municípios do país, sob o controle da Petrobrás e sendo líder no segmento de venda de botijões, a empresa tem importante papel no atendimento da população da periferia das capitais onde a rede canalizada estadual não chega, protegendo os consumidores da formação de cartéis de outras distribuidoras.
4) O comprador, o Grupo Ultrapar, já possui 23% do mercado, além contar com uma rede própria de 5100 de revendedores da Ultragaz / Brasilgás. Para os consumidores não é uma boa notícia a formação de uma megadistribuidora / revendedora controlando quase metade da oferta de GLP.
5) Pela Resolução 15/2005 da ANP, art.21, cada distribuidora só pode envasar em recipientes com a sua marca estampada em relevo. Existem 24,9 milhões de botijões P-13 com a marca de Liquigás em mãos de consumidores brasileiros, o que constitui de fato uma reserva de mercado, pois não é possível usá-los por outras distribuidoras sem consentimento da Liquigás.
O Grupo Ultrapar terá acesso a esse mercado sem investir em novos vasilhames. Considerando que cada vasilhame novo custa R$ 107, a economia da Ultragaz será de R$ 2,66 bilhões para atingir esses consumidores, quase o valor ofertado pelo restante da empresa (instalações, marca, etc.). Isto é, estão levando a empresa de graça. A Liquigás foi vendida por 2,8 bilhões de reais.
Em síntese, a participação do controle do segmento de distribuição agrega valor à cadeia produtiva da Petrobrás ao tempo que protege a empresa e os consumidores das distorções do mercado provocadas pela concentração em poucas empresas.
A Petrobrás erra ao abandonar os biocombustíveis
O Plano Estratégico da Petrobrás (PE 2017-21) prevê a saída integral da produção de biocombustíveis[xxvi]. A decisão de desistir da produção de biodiesel e de etanol é um erro que compromete a sustentação empresarial e os compromissos ambientais brasileiros apresentados a COP-21, em Paris.
A participação dos biocombustíveis é cada vez maior na matriz energética brasileira e mundial, o etanol compete com a gasolina, enquanto o biodiesel ocupa o mercado do diesel. As multinacionais investem pesado em pesquisa e participam cada vez mais do setor, enquanto os acordos multilaterais impõem restrições às emissões de gases do efeito estufa que são gerados pela queima dos combustíveis fósseis. Na contramão dessas tendências a Petrobrás regride ao sair da produção do biodiesel e ao vender participações em etanol.
A Petrobrás Biocombustível (PBio) é a subsidiária integral que atua na produção de biodiesel e tem parcerias na produção de etanol. Além da relevante participação industrial, a Petrobrás desenvolveu tecnologia própria e aplicou inovações para aumento da produção e na redução dos custos industriais.
O biodiesel já representa 8% do diesel vendido no Brasil que é o segundo maior produtor mundial, a mistura será elevada para 10% até março de 2018.
A venda da BR Distribuidora
A Petrobrás declarou, em fato relevante de 22 de julho de 2016, que alterou o modelo de alienação da sua participação na BR Distribuidora, sua subsidiária integral.
Segundo a nota “O novo processo buscará parceiros com os quais a Petrobras compartilhará o controle da distribuidora... de forma que a Petrobras fique majoritária no capital total, mas com uma participação de 49% no capital votante”. Ainda segundo o fato relevante, questões estratégicas - não definidas explicitamente no comunicado - seriam asseguradas pela “estrutura da parceria”
Em fato relevante de 11 de julho de 2017, a Petrobras informa que seu conselho de administração aprovou a abertura de capital da BR Distribuidora, que será conduzida por meio de oferta pública secundária de ações.
A BR Distribuidora[xxvii] é credora de R$ 5,4 bi que são devidos pela Eletrobrás, referentes ao fornecimento de combustíveis para a geração de energia elétrica. A efetiva cobrança da dívida pela via judicial, mas também pelo lobby político, pode permitir a captura deste valor pelo sócio privado. Em detrimento dos cofres da Petrobrás e da União, em contradição com o interesse público.
Em caso de alienação do controle acionário, o controlador privado pode maximizar o resultado da atividade de distribuição adquirindo derivados importados, em detrimento do resultado corporativo da Petrobrás e da balança comercial brasileira. Haverá prejuízo decorrente da capacidade ociosa nas refinarias brasileiras e a sociedade pode arcar com as consequências da desvalorização do real, diante da maior procura por dólares para importação de derivados. Neste caso, o valor capturado pelo controlador privado deixa de ser percebido pela Petrobrás e pela sociedade brasileira.
A BR Distribuidora, enquanto subsidiária integral da Petrobrás permite que a estatal conheça e regule toda a cadeia de valor. Com domínio sobre a estrutura de custos, é possível garantir que o mercado seja competitivo. Com a alienação do controle da BR, aumenta o risco de formação de cartel com a extração de valores excedentes dos consumidores. Condição para a captura privada do valor antes destinado aos consumidores diretos e indiretos pelo mecanismo da competição.
Privatizar e ceder o controle da BR Distribuidora para aumentar o preço da sua venda é transferir valor da Petrobrás e da sociedade brasileira para um agente privado, com sérios riscos à integridade corporativa da companhia, ao seu fluxo de caixa futuro e à segurança energética do Brasil.
A venda de 66% do Campo de Carcará
A venda de Carcará foi anunciada em julho de 2016 e concluída em novembro. O presidente da Petrobrás, Pedro Parente, deu uma entrevista a uma rádio, falando que a alta pressão na área foi uma das razões para a venda, já que isso geraria custos extras com equipamentos.
A Statoil anunciou em seu sítio que o campo deve conter um volume de óleo equivalente recuperável (VOER) de até 1,3 bilhão de barris. A maior incerteza está no volume que realmente pode e deverá ser muito maior, pois o campo ocupa uma área equivalente a distância entre a Barra da tijuca até a Baía da Guanabara, e a coluna de óleo em um dos poços é maior em 75 metros do que a altitude do Pão de Açúcar, que é de 396m. Somente 3 poços foram perfurados nesta acumulação.
Apenas para exemplificar[xxviii], em Búzios o maior super gigante do Pré-Sal, de 2014 para 2015 o volume de petróleo inicialmente in place (VOIIP) variou em cerca de 3,2 bilhões de barris, conforme os Boletins Anuais de Reservas (BAR) dos respectivos anos emitidos pela ANP. Variando o volume in place, varia também o volume de óleo recuperável.
Assim com a perfuração de mais poços a reserva de Carcará poderá aumentar consideravelmente. Os poços perfurados em Carcará confirmaram a presença de petróleo de excelente qualidade de 31 graus API e sem contaminantes (CO2 e S) e rochas reservatório também de excelente qualidade. Testes de formação realizados em um dos poços perfurados em 2015 confirmaram a continuidade do reservatório, ou seja, que o reservatório atravessado nos 3 poços é o mesmo, e que a produtividade é elevada (médias de 20 mil a 30 mil barris por dia são comuns a alguns campos do pré-sal).
Em 2012, a agência Reuters registrava em nota: A expressiva coluna de Carcará tem potencial para colocar o prospecto no mesmo patamar das maiores descobertas do Brasil, ao lado de campos como Lula e Guará. Guará é hoje denominado Sapinhoá e onde estão os mais produtivos poços, na faixa de 40 mil barris/dia, cada, localizados na mesma região.
Luciano Seixas Chagas[xxix], membro da Federação Brasileira de Geólogos (Febrageo), aposentado pela Petrobrás após 31 anos de atividade na empresa, consultor atuante e ex-diretor da Barra Energia – uma das sócias da Petrobrás no bloco BM-S-8, onde fica Carcará –, dá sua visão sobre a área. Chagas contesta as alegações de Parente, coloca em dúvida suas decisões e avalia que a venda foi feita “a preço de banana”, ressaltando que foi um dos responsáveis pelo mapeamento para as análises volumétricas e econômicas da área, do bloco e do portfólio da Barra Energia. “Eu participei da compra da participação da Barra Energia em Carcará e analisei mais de 50 negócios na época, para a montagem do portfólio. Então conheço bem Carcará. Sei o que estou dizendo”, afirma.
De acordo com o geólogo, a alta pressão alegada por Parente trará mais resultados positivos do que negativos para os donos do bloco, já que, apesar de demandar equipamentos mais caros – “mas de tecnologia já absolutamente dominada” –, a área terá uma produtividade muito maior do que as já encontradas no resto do pré-sal. “Carcará vai ter uma vazão limitada pelo diâmetro do poço, já que a pressão é muito alta. Então vai alcançar 50 mil barris por dia por poço, como já foi mostrado nos testes. Isso fácil, fácil”, destaca.
Esse e outros fatores elencados por Chagas fazem com que o valor do bloco, na visão do geólogo, seja muito maior do que o apresentado. Ele ressalta que as estimativas divulgadas pelas parceiras da estatal no bloco, Queiroz Galvão e Barra Energia, dão conta de que a área teria 2 bilhões de barris recuperáveis, mas que a Petrobrás anunciou uma estimativa de 0,8 a 1,3 bilhão de barris recuperáveis quando divulgou a venda para a Statoil.
Ele calcula que os preços pela participação no bloco deveriam ser de no mínimo US$ 5 por barril, podendo atingir facilmente US$ 8 por barril, o que avaliaria a área em algo entre US$ 10 bilhões e US$ 16 bilhões (US$ 6,6 bilhões a US$ 10,56 bilhões pela participação de 66% da Petrobrás) – levando em conta a estimativa das parceiras no bloco (de 2 bilhões de barris), que contém ainda um outro prospecto – Guanxuma –, considerado também muito promissor.
Venda de participações em refinarias
O diretor de refino da Petrobrás, Jorge Celestino, em evento promovido pelo Ministério de Minas e Energia, em fevereiro deste ano, destacou duas principais estratégias da companhia para o refino: reduzir o risco da companhia por meio de parcerias e promover política de preços de mercado.
"Estamos dando previsibilidade de preços e promover política internacional. Não há dúvidas de que essa política vai atrair parceiros para o setor ao maximizar as margens de refino", destacou Celestino.
Mas, afinal, se vai ser mais rentável e previsível, de que risco está falando para vender refinarias para concorrentes? O principal ativo da Petrobrás, como sabe o diretor, é o nosso mercado interno.
Celestino informou ainda que "Enquanto o setor de E&P conta com 78 empresas atuando no setor, o downstream conta com a Petrobrás, basicamente. Temos que atrair parceiros, ..."
O quadro abaixo, retirado do Relatório da Administração de 2016[xxx] da companhia, mostra a rentabilidade do refino nos últimos anos. Toda grande companhia de petróleo é integrada, alternando seus lucros entre suas áreas de negócios, em função da variação do preço do barril de petróleo.
No quadro mostrado, o setor de E&P só aparece com prejuízo operacional devido à reavaliação dos seus ativos ("impairments"). Aliás, muitos superiores às outras grandes companhias internacionais de petróleo.
O setor é aberto a quem quiser construir novas refinarias, gasodutos e instalações de distribuição. Não há interessados, pois os recursos a serem investidos são bilionários e as margens reduzidas. Interessa, é claro, comprar refinarias da Petrobrás em operação, sem riscos e a preço de liquidação, ainda mais com a reavaliação dos ativos praticados de R$ 113 bilhões nos últimos três anos.
No primeiro trimestre de 2017, o parque de refino da Petrobrás[xxxi] operou a 77% de sua capacidade, quase sete pontos percentuais a menos do que um ano antes e bem abaixo do pico de 98% registrado em 2013, quando as vendas de combustíveis no país estavam pouco acima do volume de vendas atual.
As importações subiram 41,4% com relação ao mesmo período do ano anterior, o maior valor pelo menos desde 2000, quando os dados começaram a ser compilados pela ANP. Com isso, a despesa com importação de combustíveis cresceu 79,7%, para US$ 4,357 bilhões.
A venda da Gaspetro para a Mitsui
Venda de 49% da subsidiária Gaspetro para a Mitsui Gás e Energia do Brasil, por US$ 540 bilhões, quando o valor estimado por analistas era de US$ 2,5 bilhões.
Apresentando um lucro médio entre os anos de 2012 a 2014 de R$ 1,77 bilhão, a perda de metade do capital da subsidiária da Petrobrás enfraquecerá o seu caixa em pelo menos R$ 880 milhões ao ano. A Gaspetro reúne participações em 19 empresas estaduais de distribuição de gás natural canalizado, a venda também implica em problemas de concentração de mercado por parte da Mitsui.[xxxii]
Esse processo tornou-se polêmico e sujeito à contestação na Justiça, inclusive por conflito de interesses, uma vez que o presidente do CA da Petrobras na época, Murilo Ferreira, era diretor presidente da Vale, que mantinha negócios com o grupo Mitsui. Usando-se os mesmos critérios praticados contra as empresas nacionais de engenharia, a Mitsui teria que ser impedida de negociar com a Petrobrás.
Venda da Participação na Petroquímica Suape e Citepe para a Alpek
Todas as grandes petroleiras têm o seu braço petroquímico para diversificar e equilibrar as mudanças conjunturais. A Petrobrás está saindo novamente desse importante segmento.
A venda da participação da Petrobrás na Companhia Petroquímica de Pernambuco e na Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco (Citepe), as quais formam o Complexo Petroquímica Suape (PQS), está sendo realizada para o grupo Petromex e para a Dak Americas Exterior, subsidiárias da mexicana Alpek, por U$ 385 milhões.
O jornal Valor Econômico publicou que o valor da venda surpreendeu o conglomerado financeiro JP Morgan, o qual, segundo publicação do próprio Valor (29/12/2016), estimava uma alienação em torno de U$ 582 a U$ 640 milhões. De acordo com a imprensa e conforme demonstrações financeiras dessas empresas os investimentos feitos superam R$ 9,00 bilhões ou cerca de US$ 3,00 bilhões. O preço proposto para venda é cerca de um décimo do que foi aplicado nas Companhias.
Análise dos resultados negativos alcançados pelas duas empresas e alardeados pelos administradores da PETROBRÁS como justificativa para vende-las por valor absurdamente irrisório, não pode deixar de considerar os seguintes aspectos:
1. as empresas têm apenas 3 anos de operação. A Petroquímica SUAPE, no exercício de 2015, teve melhora substancial dos indicadores do balanço, quando comparados com os de 2014.
2. os prejuízos devem-se, em grande parte, aos astronômicos e suspeitos valores do “impairment”, feito em sucessivos exercícios, da ordem de bilhões de reais, que aviltaram de forma dramática o patrimônio das duas empresas. A Petroquímica SUAPE sofreu violento “impairment” nos anos de 2014 e 2015, valores respectivamente de R$ 677,307 milhões e R$ 411,67 milhões. Oitenta e cinco por cento do prejuízo foi causado pelo “impairment”. Ainda assim, houve uma redução de R$ 1.250 milhões para R$ 807 milhões”.
3. a Petroquímica Suape é a única produtora de PTA (ácido tereftálico purificado) na América Latina. O PTA é matéria prima para a produção da resina PET, insumo para a fabricação de garrafas, embalagens e vasilhames plásticos, cujo mercado, historicamente, cresce a taxas elevadas.
A Petroquímica SUAPE, com capacidade para 640 mil toneladas/ano de PTA está sendo muito prejudicada por acordo comercial celebrado pelo Governo Brasileiro com o México que permite importações do produto com isenção de impostos. Resolvida esta questão e considerado apenas o mercado sul-americano a Petroquímica SUAPE atingirá, rapidamente, sua plena capacidade de produção.
Ela já atingiu 60% de sua capacidade nominal, inclusive exportando mais de 70 mil toneladas/ano principalmente para a Argentina. Registre-se que o consumo brasileiro de PTA é de 560 mil toneladas/ano, capaz de absorver quase a totalidade da produção da Petroquímica Suape. Ela conta, portanto, com um mercado cativo. A Petroquímica Suape está entre as 10 empresas de maior faturamento em Pernambuco em 2015. Vendas superiores a R$ 1,00 bilhão.
4. o Complexo Industrial que se pretende entregar a grupo multinacional, constituindo um monopólio privado estrangeiro, ainda não teve sua construção concluída em decorrência de precipitada e equivocada decisão da Petrobrás de interromper as obras, em avançado estágio de execução. Grande parte, senão a totalidade dos equipamentos necessários à conclusão da unidade produtora de Poy da Citepe, já estaria no canteiro. A conclusão desta unidade é fundamental para a viabilização do projeto.
Venda de fatias nos campos Iara e Lapa do pré-sal no “Acordo Geral de Colaboração (Master Agreement) com a francesa Total[xxxiv]” por US$ 2,2 bilhões
Dentre outras, celebrou-se a cessão de direitos de 35% do campo de Lapa, com a transferência da operação para Total. A Petrobrás Investiu na exploração da área (sísmica e geologia), na instalação das facilidades e nos sistemas de produção, ficando com apenas 10%. A venda foi por aproximadamente US$ 2,00/barril, enquanto que o custo internacional médio é de US$ 8/barril, como o utilizado na Cessão Onerosa.
Cessão de direitos de 22,5% para a Total, na área da concessão de Iara (campos de Sururu, Berbigão e Oeste de Atapu) no Bloco BM-S-11. A Petrobrás continuará como operadora e a deter a maior participação dessa área, com 42,5% do total;
Iara tem uma reserva de 4 bilhões de barris; Lapa, uma reserva provável de 500 milhões de barris. Reserva total vendida: 1,075 bilhão de barris, tendo a Petrobrás recebido US$ 1,675 bilhão à vista, de um total de US$ 2,225 bilhões. O restante será pago com o lucro dos campos.
Opção da Petrobrás de assumir 20% de participação no bloco 2 da área de Perdido Foldbelt no setor mexicano do Golfo do México, adquiridos pela Total em parceria com a Exxon, na rodada de licenciamento promovida pelo governo do México, em 05/12/2016;
Compartilhamento do uso do terminal de regaseificação da Bahia, com capacidade de 14 milhões de m3/dia;
Parceria, com 50% de participação da Total, nas térmicas Rômulo de Almeida e Celso Furtado, localizadas na Bahia, com capacidade de geração de 322 MW de energia;
Estudos conjuntos nas áreas exploratórias da Margem Equatorial e na área sul da Bacia de Santos, aproveitando a sinergia existente entre as duas companhias, já que cada uma detém destacado conhecimento geológico nas bacias petrolíferas situadas nas duas margens do Atlântico;
Acordo de parceria tecnológica nas áreas de processamento geológico e sistemas de produção submarinos, onde as empresas detêm conhecimentos complementares e que podem potencializar os ganhos da aplicação de novas tecnologias nas áreas em parceria.
Parente afirmou que a parceria não entra em conflito com a medida cautelar aprovada pelo Tribunal de Contas da União (TCU) que proíbe a Petrobrás de assinar novos contratos de venda de ativos e de iniciar novos processos de vendas até que a corte analise os procedimentos dos desinvestimentos da estatal.
Segundo ele, "Existe uma claríssima diferença entre parceria estratégica e um desinvestimento. Este não é um desinvestimento. Entra na meta porque tem uma entrada de caixa e irá nos ajudar a pagar dívidas importantes. As preocupações do TCU são em relação a assinaturas de contratos, mas nós estamos fazendo um master agrement. Nós tivemos o cuidado de procurar a área técnica do TCU".
Mudou-se apenas o nome da transação: “não é venda, é um acordo conjunto de desenvolvimento”. Da mesma forma que privatização virou venda de ativos, depois, desinvestimento, e, agora, parceria estratégica, ou “master agreement”.
Doação do Campo de Xerelete e Xerelete Sul para a Total
Em resposta sobre a cessão gratuita à Total sobre a participação em dois campos, Xerelete (BC-2) e Xerelete Sul (BM-C-14), a direção da empresa afirmou que em sua avaliação de portfólio concluiu que não havia atratividade econômica na participação nestes campos.
Uma vez que estes ativos foram incluídos no programa de desinvestimentos de 2013, sem que se conseguisse uma oferta de compra, a Companhia teria seguido a cláusula de retirada, presente no contrato entre as partes, entregando gratuitamente sua participação de 41,175% em Xerelete e 50% em Xerelete Sul para a Total.
Entendemos que existe ilegalidade nessa transferência de bens da União sem qualquer respeito às normas legais.
Nomeação de Pedro Parente para a Presidência da Petrobrás
Em 30 de maio de 2016, a diretoria da AEPET enviou correspondência[xxxv] ao presidente do Conselho de Administração da Petrobrás, sobre a indicação do engenheiro Pedro Parente à presidência da companhia.
Segundo o documento, "Em março de 2002, sob a presidência de Pedro Parente, o Conselho de Administração da Petrobrás aprovou o acordo com empresa MPX, de Eike Batista, para a implantação da Usina Termoceará, garantindo por um período de cinco anos um preço mínimo de energia de R$146,68, equivalente a US$58,67, dando assim garantia de que durante a vigência do contrato, a MPX receberia pelo menos US$334 milhões, e além disso se tornaria proprietária da Usina, cujo valor de reposição foi estimado por consultoria especializada, LCA, em 2005, em US$86,4 milhões, embora os acionistas da MPX tenham anunciado um investimento de US$125 milhões.
Caso a receita da usina não atingisse 5 milhões de dólares mensais, a Petrobrás assegurou este volume de receita mínima mediante o pagamento de contribuição de contingência, foi o que aconteceu todo o tempo até a aquisição da planta precedida por um processo de arbitragem;
O prejuízo previsto foi reduzido para aproximadamente a metade do previsto porque, por proposta do Diretor de Gás e Energia Ildo Sauer, a Petrobrás promoveu um processo de arbitragem que conduziu a um acordo, quando já haviam sido pagos contribuições de contingência de US$122 milhões. Restavam ainda a serem pagas pelo acordo original, US$212 milhões.
Pelo acordo a Petrobrás pagou cerca de US$127 milhões de dólares e se tornou proprietária da Usina Termoceará. Portanto foram pagos cerca de US$249 milhões ao invés de US$334 milhões e a Usina, com valor de cerca de US$100 milhões ficou com a Petrobrás, resultando num prejuízo de aproximadamente de US$150 milhões. Conforme entrevista à Folha de São Paulo, em meados de 2005, após o acordo do Diretor Ildo Sauer afirmou “convertemos um escândalo num mau negócio”;
Entendemos que, pelos fatos expostos e prejuízos causados aos acionistas da Petrobrás, a indicação de Pedro Parente pelo acionista majoritário fica inviabilizada."
Conflitos de interesse na Petrobrás
Preocupa-nos uma denúncia feita ao Ministério Público[xxxvi] do Paraná, pelo advogado Valdir Luiz Dias e o Sr. Nelson Hugo Sellmer, que diz, em resumo:
1) O diretor Financeiro e Relacionamento como Mercado, Ivan de Souza Monteiro, foi membro do Conselho de Administração da Ultrapar Participações S.A., cargo que renunciou para assumir a Diretoria da Petrobrás.
A Ultrapar é maior acionista da distribuidora de combustíveis Ipiranga, das distribuidoras Extrafarma, Ultracargo, Ultragaz, Oxiteno, estando em negociações avançadas para comprar as ações da Liquigás, através de sua subsidiária Ultragaz. Esse mesmo Diretor permaneceu e coordenou os já citados impairments na companhia;
2) O Diretor Executivo de Estratégia, Organização e Sistemas de Gestão, Nelson Luiz Costa Silva, atuou em cargos expoentes nas empresas Comgás, Cosan, BG Group do Brasil, All – América Latina Logística, que hoje se constituem num conglomerado de empresas atuando no mercado de derivados de petróleo - pertencentes à Shell - e que tem grande interesse na privatização da BR Distribuidora, na Liquigás e no pré-sal, caracterizando um condenável conflito de interesses;
3) O presidente Pedro Parente é presidente da BMF Bovespa, tendo acesso a importantes informações privilegiadas, inclusive obtendo autorização da CVM, da qual é presidente. Seria este o motivo para não precisar oferecer aos acionistas minoritários ações da BR Distribuidora antes da venda a um sócio privado.
Parente, veio da presidência da Bunge. A Bunge está entrando no ramo da petroquímica, biocombustíveis e fertilizantes - que a Petrobrás, sob a atual gestão está saindo e deixando o caminho livre para a Bunge;
4) o presidente do Conselho de Administração da Petrobrás, Sr. Luiz Nelson Guedes Carvalho é membro efetivo do Conselho de Administração da BMF Bovespa, e o Conselheiro Sr. José Soledade Santos já o foi, em atividade paralela às que exercem na Petrobrás, durante os processos de venda da BR Distribuidora e da Liquigás Distribuidora, tendo obtido diversas decisões favoráveis às suas propostas. Não se pode afirmar que houve ausência de influência junto à Bovespa no julgamento dos recursos da Petrobras.
A experiência da TOTAL
A direção da Petrobrás trabalha contra os interesses da companhia, de seus acionistas, em especial de seu controlador, a União Federal, procurando desconhecer as razões que levaram à sua criação.
Deveria ouvir o que tem a dizer Patrick Pouyanné[xxxvii], diretor-presidente da Total, a quem tem vendido ativos da nossa empresa: "O modelo de negócios integrado da Total, estendendo-se da exploração e produção até a distribuição dos produtos ao cliente final, através da refinação, petroquímica e de negociação, tem sido fundamental na nossa capacidade para abordar com sucesso a situação atual.
“Poucos anos atrás, muitos especialistas ou conselheiros estavam nos empurrando para nos desfazermos de nossos negócios downstream (Abastecimento - refino, transporte e comercialização) e focar apenas no upstream (Exploração e Produção, E&P). Decidimos então não os escutar e nos atermos ao nosso modelo. Porque, embora seja verdade que o upstream se aproveita melhor dos preços do petróleo que o downstream, também é verdade que este ajuda a recuperar parte do valor adicionado perdido pelo upstream e pode oferecer receitas com menor variação cíclica, o que é muito bem-vindo no ciclo de baixa (dos preços do petróleo). Isto abrange os riscos que nós sabemos como gerenciar. ” ""
Diante de todas as razões expostas, a AEPET considera que os prejuízos causados à companhia pelos atos praticados são de inteira responsabilidade dos membros da atual diretoria e do Conselho de Administração da Petrobrás, pelos quais deverão responder perante a nação. (247).
Diretoria da AEPET
Rio de Janeiro, 18 de julho de 2017
Blog do BILL NOTICIAS
[i]https://wikileaks.org/plusd/cables/09RIODEJANEIRO369_a.html#efmBQSBTyCOXCTgCTkCWODjNDmzDnCDsRECfEH7 http://www.scielo.br/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0103-40142016000300185
[ii] http://www.scielo.br/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0103-40142016000300185
[iii] http://www.valor.com.br/empresas/4806545/petrobras-atinge-marca-historica-de-producao-no-pre-sal
[iv] ] http://az545403.vo.msecnd.net/uploads/2013/07/Plano-Estratégico-Petrobras- 2020-Plano-de-Negocios-2011-2015.pdf
[v] http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/relatorios-anuais/relatorio-de-administracao
[vi] https://felipecoutinho21.files.wordpress.com/2017/05/o-mito-da-petrobras-quebrada_revfinal.pdf
[vii] https://felipecoutinho21.files.wordpress.com/2017/02/a-construcao-da-ignorancia-sobre-a-petrobras_por-felipe-fev17.pdf
[viii] http://www.scielo.br/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0101-31572015000300531
[ix] http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/apresentacoes/plano-de-negocios-e-gestao
[x] https://felipecoutinho21.files.wordpress.com/2017/05/o-mito-da-petrobras-quebrada_revfinal.pdf
[xii] https://felipecoutinho21.files.wordpress.com/2016/10/existe-alternativa-para-reduzir-a-divida-da-petrobrc3a1s-sem-vender-seus-ativos_rev0.pdf
[xiii] http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/avancamos-na-aliancaestrategica-com-a-total-com-a-assinatura-de-novos-acordos.htm
[xiv] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/14020/TCU-probe-Petrobrs-devender-ativos-por-irregularidades-nos-processos
[xv] http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/relatorios-anuais/form-20f-0
[xvi] http://jornalggn.com.br/noticia/o-nonsense-do-balanco-da-petrobras
[xvii] http://brasilpensador.blogspot.com.br/2016/04/a-verdadeira-historia-do-balanco-da.html
[xviii] http://portalclubedeengenharia.org.br/info/reacao-na-petrobras-querem-trocar-a-noruega-pela-nigeria
[xix] http://portalclubedeengenharia.org.br/info/as-falacias-da-petrobras-e-a-vida-real
[xx] http://portalclubedeengenharia.org.br/info/opiniao-da-abimaq-acabar-com-conteudo-local-e-crime-de-lesa-patria
[xxi] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/14203/Petrobrs-contedo-local-e-emprego
[xxii] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/14198/Engenheiros-lanam-manifesto-Nao-Brasileira
[xxiii] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/14292/14-entidades-repudiam-desmonte-do-contedo-local
[xxiv] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/13992/Venda-dos-gasodutos-da-NTS-um-prejuzo-maior-do-que-o-revelado-pela-Lava-jato-
[xxv] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/14138/O-irrisrio-valor-de-venda-da-Liquigs
[xxvi] https://felipecoutinho21.wordpress.com/2016/11/05/a-petrobras-erra-ao-abandonar-os-biocombustiveis/
[xxvii] https://felipecoutinho21.files.wordpress.com/2016/08/valor-do-controle-da-br_rev0.pdf
[xxviii]http://www.aepet.org.br/uploads/paginas/uploads/File/Justificacao%20voto%20AGO-AGE%20Petrobras/Justificacao%20de%20votos%20AGO-AGE-2017-01%20-%20anexos.pdf
[xxix] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/14395/Gelogo-que-avaliou-Carcar-diz-que-rea-foi-vendida-a-preo-de-banana
[xxx] http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/relatorios-anuais/relatorio-de-administracao
[xxxi] http://www1.folha.uol.com.br/mercado/2017/06/1893968-importacao-de-combustivel-afeta-refinarias.shtml
[xxxii]http://www.aepet.org.br/uploads/paginas/uploads/File/Justificacao%20voto%20AGO-AGE%20Petrobras/Justificacao%20de%20votos%20AGO-AGE-2017-01%20-%20anexos.pdf
[xxxiii] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/14292/14-entidades-repudiam-desmonte-do-contedo-local
[xxxiv] http://www.petrobras.com.br/fa http://www.aepet.org.br/uploads/paginas/uploads/File/voto%20mar17.pdftos-e-dados/selamos-alianca-estrategica-com-a-total-com-a-assinatura-de-contratos-definitivos.htm
[xxxv]http://www.aepet.org.br/uploads/paginas/uploads/File/Cartas%20AEPET/AEPET-2016-007_Dir%20Luiz%20Nelson%20Guedes%20de%20Carvalho%20_Pres%20CA__Nomeacao%20Pres_carta.pdf
[xxxvi]http://www.aepet.org.br/uploads/paginas/uploads/File/Justificacao%20voto%20AGO-AGE%20Petrobras/Justificacao%20de%20Voto%202016-11-30_AGO.pdf
[xxxvii] https://www.linkedin.com/pulse/risk-manageable-uncertainty-patrick-pouyann%C3%A9
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