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Depois de registrar lucro e dividendos recordes em 2022, a Petrobras terminou o ano passado com um resultado positivo de R$ 124,6 bilhões. A cifra representa uma queda de 33,8% frente o período anterior, mas é a segunda maior da história da companhia, só atrás do lucro de R$ 188,3 bilhões do ano de 2022. Já o pagamento de dividendos aos acionistas teve um recuo expressivo no primeiro ano da companhia sob a gestão do PT. O volume de recursos destinado aos acionistas caiu 66,4%, mas ainda somou expressivos R$ 72,4 bilhões. A decisão da empresa de não pagar dividendos extras, como no ano anterior, frustrou investidores. Analistas esperavam uma distribuição adicional a esse valor, entre US$ 4 bilhões e US$ 9 bilhões. Dona de 36,6% do capital da empresa, via Tesouro, Banco de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e seu braço de participações, o BNDESPar, a União deve ficar com R$ 26,5 bilhões em dividendos de 2023. Em 2022, a União havia embolsado cerca de R$ 79 bilhões do total de R$ 215,7 bilhões distribuídos a acionistas relativos àquele exercício. Esse é o terceiro anúncio seguido de pagamento a acionistas após a mudança da política de dividendos da companhia, que hoje tem previsão de proventos na ordem de 45% do fluxo de caixa livre (diferença entre o fluxo de caixa operacional e os investimentos do trimestre). Até julho, esse porcentual era de 60%. SURPRESA POSITIVA. Apesar da redução, a regularidade dos dividendos da Petrobras sob o governo Luiz Inácio Lula da Silva surpreendeu positivamente o mercado, o que ajuda a explicar a apreciação do papel no período. eldquo;O ano 2023 não foi igual a 2022. O Brent caiu 18% e crackspread (diferença entre o produto bruto e o refinado) do diesel, 23%. Ainda assim, a Petrobras foi uma das empresas do setor que melhor enfrentaram esse cenárioerdquo;, disse ao Estadão/Broadcast o diretor Financeiro e de Relações com Investidores, Sergio Caetano Leite. O presidente da companhia, Jean Paul Prates, afirmou ontem que a eldquo;Petrobras voltou a prosperar e gerar valor a longo prazoerdquo;. Segundo ele, eldquo;a sociedade também se beneficiou de R$ 240 bilhões em tributos em 2023erdquo;. ebull;

A Petrobras registrou lucro líquido de R$ 124,6 bilhões em 2023, o primeiro ano sob gestão do PT. O resultado representa uma queda de 33,8% em relação ao ganho recorde de R$ 188,3 bilhões registrados em 2022. Apesar do recuo, a estatal informou que é o segundo maior lucro líquido de sua história. As previsões compiladas pela Bloomberg apontavam para um lucro líquido em torno de R$ 127 bilhões em 2023. Pouco antes da divulgação do resultado, a estatal informou que pagaria R$ 14,2 bilhões em dividendos referentes ao quarto trimestre de 2023, totalizando R$ 72,4 bilhões referentes ao exercício de 2023. A divulgação dos resultados saiu em horário atípico, pouco depois das 22h. Apesar da expectativa, a empresa não incluiu distribuição de dividendos extraordinários em sua previsão. Segundo fontes, parte da empresa queria que metade dos dividendos extraordinários fosse para a reserva. A reunião do Conselho foi demorada e esse foi o principal ponto de discussão. Desempenho abaixo do esperado no fim do ano Em relação ao quarto trimestre de 2023, a estatal lucrou R$ 31,043 bilhões, menor que os R$ 43 bilhões do registrados no último trimestre de 2022. Os analistas previam ganhos entre R$ 34 bilhões e R$ 36 bilhões. No ano passado, a estatal registrou receita de vendas de R$ 511,9 bilhões, uma queda de 20,2% na comparação anual. "O mercado global de petróleo e gás iniciou o ano de 2023 em declínio, influenciado por preocupações sobre a dinâmica econômica global e a retomada do consumo de petróleo na China", explicou a estatal no comunicado. A estatal atribuiu a redução da receita e do lucro à queda de 18% do preço do petróleo e dos valores de venda dos derivados, especialmente do diesel, que contou com margens menores de venda. A Petrobras informou ainda que o resultado foi impactado pelo aumento nas despesas operacionais, com os maiores gastos com impairment (baixa contábil), em função do término das operações do terminal de regaseificação de GNL de Pecém, no Ceará, e abandono de áreas, ,como em Sergipe-Alagos, Campos e RNCE (Unidade de operações de exploração e produção do Rio Grande do Norte e Ceará). No comunicado que acompanha o balanço financeiro, o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, renovou o compromisso de sua gestão com o investimento em exploração e produção de óleo e gás emdash; que frisou ser responsável pela maior parte dos ganhos da empresaemdash;, mas reafirmou seu objetivo de ampliar os investimentos em transição energética. eldquo;Vamos também gerar valor com a transição justa e responsável, diversificando nossas operações em negócios rentáveis de baixo carbono e sempre priorizando parcerias. E faremos tudo isso mantendo o foco na disciplina de capital e sólida governança e racionalidade em todos os processos decisórioserdquo;, escreveu Prates, afirmando que a política de dividendos da empresa foi eldquo;aperfeiçoada para considerar maiores investimentoserdquo;. eldquo;E, nesse sentido, cabe destacar os dividendos propostos relativos a 2023 endash; R$ 72,4 bilhões, um valor que se reverte sobretudo para a sociedade brasileira, dona de 37% da Petrobras, e que, aliás, beneficiou-se também por R$ 240 bilhões em tributos endash; e os sucessivos recordes de valor de mercado desde que assumimos a gestão. Com isso, em 2023, o retorno total das nossas ações preferenciais na bolsa de Nova York alcançou 112%, um valor muito superior ao maior dos retornos das majors (20%), evidenciando quão acertada foi a decisão de manter os dividendos em patamares adequados, ao mesmo tempo em que aumentamos os investimentos para entregar crescimento rentável, o que se reflete em maiores valores de mercadoerdquo;, diz um trecho. Despesas operacionais sobem 92% em 2023 O aumento das baixas contábeis e do abandono de áreas elevaram o aumento das despesas operacionais da companhia em 92,3% no ano passado, para R$ 79,111 bilhões. A estatal destacou ainda avanço dos custos exploratórias devido a maiores gastos com geologia e geofísica principalmente na Margem Equatorial e no Bloco Aram, no pré-sal da Bacia de Santos. Houve ainda alta das despesas tributárias devido à vigência do imposto sobre exportação de petróleo de março a junho de 2023. Houve crescimento ainda das despesas gerais e administrativas (de 15,6%) com alta nos custos com pessoal em face dos reajustes salariais e contratação de novos colaboradores e serviços de terceiros. Em 2023, a Petrobras investiu US$ 12,7 bilhões, um crescimento de 29% em relação ao ano anterior. Além disso, a companhia pagou R$ 240 bilhões em tributos à União e demais entes públicos. Apesar do aumento do investimento, a estatal disse que o total foi 21% abaixo do planejado para o ano no plano estratégico anterior, de 2023 a 2027. A companhia atribuiu o resultado a uma menor disponibilidade de sondas e materiais e a postergação de poços exploratórios, por licenciamento ambiental. Assim, a dívida bruta chegou a US$ 62,600 bilhões no fim de 2023, alta de 16,4% em relação ao ano anterior. A estatal explicou que a dívida subiu por conta do aumento de US$ 10 bilhões referentes a arrendamentos de quatro novas plataformas de produção que iniciaram a produção em 2023. Segundo analistas, o resultado foi influenciado ainda pela suspensão da política da venda de ativos com a chegada do PT ao poder, que reduz a entrada de recursos no caixa da estatal. No mês passado, a Petrobras informou aumento de 3,5% em sua produção comercial de petróleo e gás em 2023, para 2,4 milhões de barris de óleo equivalente diários (Boe/d), no ano de 2023. A alta foi puxada pelo pré-sal, que registrou avanço de 10,5%. O total operado pela estatal chegou a 3,8 mil barris por dia, crescimento de 6,2%. O valor inclui a participação de outras petroleiras em blocos. A companhia atribuiu o crescimento à entrada de três novas plataformas de produção. O volume de vendas de combustíveis no mercado interno teve uma queda de 0,5% no ano passado, para 1,744 milhão de barris por dia. O diesel teve recuo de 1,2% com o aumento da mistura obrigatória de biodiesel de 10% para 12% ocorrido em abril do ano passado e a venda da refinaria de Manaus, no fim de 2022.

A Pré-Sal Petróleo (PPSA) vendeu, nesta quarta-feira (6/2), 500 mil barris de petróleo para a refinaria de Mataripe, da Acelen, na Bahia. Foi a primeira vez que uma carga de óleo da União foi comercializada diretamente para uma refinaria. O petróleo foi extraído do campo de Atapu, no pré-sal da Bacia de Santos, e estará disponível para carregamento em abril. Mataripe, antiga Landulpho Alves (Rlam), venceu uma disputa em tempo real com Galp e Petrobras pelo petróleo. A refinaria está localizada em São Francisco do Conde (BA), e seus ativos logísticos, em Madre de Deus (BA). A primeira carga de Atapu, também de 500 mil barris, foi comercializada em janeiro de 2023 e teve como vencedora a Galp Energia Brasil. Em agosto do ano passado, outros 500 mil barris foram comercializados, também por venda direta, para a Equinor. Arrecadação recorde A PPSA arrecadou R$ 6,02 bilhões em 2023 com a venda de petróleo e gás natural. O valor recorde é 28% maior que os R$ 4,71 bilhões registrados em 2022. O crescimento foi impulsionado pelo aumento da produção nos contratos de partilha do pré-sal e também dos preços do petróleo no mercado internacional. Ao longo do último ano, a empresa entrou 33 cargas de petróleo da União endash; 11 a mais que o ano anterior endash;, o que totalizou 16,32 milhões de barris. Deste total, 22 cargas foram provenientes do Campo de Mero, duas de Tupi, quatro de Búzios, duas de Entorno de Sapinhoá, duas de Atapu e uma de Sépia.

A 3R Petroleum acredita que uma eventual fusão com a PetroRecôncavo eldquo;faz sentidoerdquo; e quer acelerar a análise da proposta, indicou o diretor financeiro e de relações com investidores Rodrigo Pizarro em teleconferência com analistas na tarde de quinta-feira (07/3). No momento, as empresas estão conduzindo processos de verificação e diligência técnica, separadamente. A 3R Petroleum contratou o Itaú, além de assessores jurídicos, para assessorar essa etapa. eldquo;Ainda não há uma visão consolidada sobre estrutura de governança e prazo máximo para essa negociaçãoerdquo;, disse. O executivo ressaltou que ambas as empresas estão engajadas nessas análises e que é importante acelerar o processo para evitar eventuais efeitos sobre os planos em execução. eldquo;Estamos pensando de maneira global na criação de uma grande empresa onshore que tem números financeiros imbatíveis comparando com a América Latina, muita reserva provada, muita complementaridade, por ter ativos nas mesmas bacias (ehellip;) É uma soma de forças, do que tem de melhor nas duas áreas onshore, para que de forma conjunta crie essa nova entidade onshore que tem muito potencialerdquo;, disse. Indefinição sobre campos marítimos A transação foi proposta em janeiro pela Maha Energy, que é acionista da 3R Petroleum. A PetroRecôncavo e a 3R Petroleum cresceram nos últimos anos com base, sobretudo, na aquisição de ativos maduros vendidos pela Petrobras, no processo de desinvestimento da estatal conduzido nos governos de Michel Temer e Jair Bolsonaro. Uma das possibilidades aventadas pelo mercado é que a fusão entre as empresas combine apenas os campos terrestres. Hoje, a 3R também tem atividades marítimas nas bacias Potiguar, Espírito Santo e Campos. eldquo;Uma transação como essa não depende única e exclusivamente da vontade da 3R ou dos nossos acionistas, depende de uma conjuntura de fatores que todos estamos trabalhando para conseguir convergir, mas não necessariamente vai com certeza acontecer. O cenário base da companhia é não deixar de lado o crescimento da produção e as melhorias financeiras do custo de extraçãoerdquo;, afirmou. O diretor da 3R deixou claro que não há decisão a respeito da separação de ativos, mas disse também que as atividades marítimas são importantes para a empresa. Segundo ele, a companhia vai seguir com a execução do plano base de negócios que está em andamento, enquanto avalia a transação. eldquo;Temos sempre olhado o longo prazo, o Brasil tem suas maiores reservas no mar, então pensando na longevidade da companhia, ter um pé no offshore é importante, traz capacidade de reposição de reservaserdquo;, disse. Ampliação de Papa-Terra A 3R Petroleum espera finalizar até maio atividades de intervenção que podem ampliar em até 10 mil barris/dia a produção do campo de Papa-Terra, em águas profundas na Bacia de Campos. Segundo o diretor de operações da companhia, Maurício Diniz, o campo hoje está produzindo cerca de 13 mil barris/dia. Com isso, a produção no campo deve atingir 23 mil barris/dia no curto prazo. Ainda este ano, a companhia pretende ainda realizar uma campanha de perfuração de um novo poço no ativo, com o objetivo de aumentar a eficiência operacional. Pizarro lembrou ainda que a plataforma do campo tem espaço para conexão com outras reservas próximas (tie-backs). eldquo;Existem outros campos próximos a Papa-Terra, alguns sem unidades de produção, além de descobertas próximas. Pela grande capacidade de processamento, Papa-Terra é um excelente candidato a tie-backs de outras empresas ou de ativos que eventualmente a gente venha a adquirir no futuroerdquo;, disse. A companhia assumiu a operação de Papa-Terra em dezembro de 2022, numa aquisição de US$ 105,6 milhões.

Encaminhado ao Congresso em setembro do ano passado, o projeto de lei nº 4516/2023 prevê algumas medidas como aumento do percentual de gasolina e incentivo ao diesel verde. O chamando PL do Combustível do Futuro pode ser aprovado em breve, de acordo com análise do JPMorgan, e prevê aumento para 30% de etanol na gasolina, saindo dos 27,5% hoje permitidos. Há possibilidade de avanço até 35%, de acordo com estudos técnicos. De acordo com os cálculos apresentados no relatório, isso significaria 1,15 bilhão de litros de demanda adicional, perfazendo um aumento de 4% na demanda total por etanol. Ainda que isso não signifique, de forma imediata, que o preço do produto mudaria, poderia impactar a percepção do mercado, hoje com sentimento de eldquo;excesso de ofertaerdquo;, segundo o JPMorgan. O banco estrangeiro considera que, se o aumento para 35% for confirmado, isso poderia significar um ponto de virada para o equilíbrio de oferta e demanda. A razão para a virada seria a acomodação da crescente produção de etanol de milho e o impacto poderia ser sentido também para a composição de açúcar. A alteração para 35% significaria um aumento de 12% na demanda obrigatória por etanol, em relação aos níveis atualmente praticados. Para as principais companhias do setor, o aumento nos preços domésticos do etanol reflete diretamente no lucro antes de juros, impostos, depreciações e amortizações (Ebitda, na sigla em inglês). O JPMorgan considera que, a cada aumento de 10%, há crescimento de 6% no Ebitda da São Martinho (SMTO3), recomendado como neutro pela JPMorgan (com preço alvo estimado em R$ 35,00), 5% para a Adecoagro (listada nos EUA) e 1,7% para a Raízen (RAIZ4), classificada como overweight (exposição acima da média, similar à compra), sem preço alvo estimado.

Os contratos futuros do petróleo fecharam sem direção única nesta quinta-feira, 7, com o Brent estável, enquanto WTI registrou queda. Os investidores na commodity pesavam as forças de consolidação do ganho da véspera com nova rodada de comentários do Federal Reserve (Fed, o banco central norte-americano), Jerome Powell, que pressionou o dólar. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para abril fechou em baixa de 0,25% (US$ 0,20), a US$ 78,93 por barril. O Brent para maio, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), fechou estável, a US$ 82,96 o barril. Na quarta-feira, os contratos chegaram a subir mais de 1%. Em audiência no Senado dos EUA, o dirigente disse que a autoridade monetária busca obter mais confiança de que a inflação no país caminha de forma sustentável de volta à meta de 2%, antes de decidir relaxar sua política monetária. Segundo ele, o Fed não está longe de chegar a esse nível de confiança. O mercado mantinha ainda as atenções voltadas para a postura da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep+) e seus aliados. O bloco, provavelmente, sinalizará uma diminuição gradual e parcial dos cortes de produção em sua próxima reunião em junho, de acordo com os analistas do MUFG Research, Ehsan Khoman e Ramya RS. eldquo;Acrescentar volumes após um período prolongado de cortes constitui um ponto de inflexão para os mercados petrolíferos, uma vez que isto deverá sinalizar uma demanda futura robustaerdquo;, afirmam em relatório, acrescentando que o ajuste gradual poderá começar a partir do terceiro trimestre do ano. eldquo;Com os fundamentos globais do petróleo ainda apontando para um déficit no terceiro trimestre, e os preços do petróleo Brent provavelmente em torno de US$ 80 por barril, consideramos que isto oferece o espaço para a remoção parcial dos cortes (de produção) e oferece flexibilidade à Opep+ para voltar a reduzir em um estágio posterior, caso aumentem os riscos de recessão, o que pode reduzir a demandaerdquo;, afirmaram Khoman e RS. O Banco Central Europeu (BCE), por outro lado, tem um cenário de demanda global fraca para commodity. O BC divulgou projeções atualizadas para o petróleo, e agora espera que o barril do Brent seja negociado em média a US$ 79,70 neste ano. Em dezembro, projetava US$ 80,10. A revisão em baixa reflete a perspectiva de demanda global eldquo;fracaerdquo; pela commodity, a oferta elevada do óleo dos Estados Unidos e também o superávit na oferta global projetado para 2024 pela Agência Internacional de Energia (AIE). O BCE manteve as suas taxas de juros inalteradas, em encontro realizado nesta quinta-feira. (Estadão Conteúdo)