Por qué Petrobras está en “modo crucero”

La petrolera estatal brasileña, Petrobras, presentó un balance saludable, con deuda bajo control, y pagará buenos dividendos a sus accionistas, comentaron analistas locales.

En el tercer trimestre, reportó una utilidad neta de 32.555 millones de reales (US$5.700 millones), con lo que revirtió la pérdida de 2.605 millones de reales anotada para el período abril-junio, que no preocupó a los analistas en su momento.

“La empresa está en modo crucero, produce 2,2 millones de barriles diarios de petróleo, factura entre 120.000 millones y 130.000 millones de reales por trimestre y está pagando a sus accionistas entre 1 y 1,30 reales por acción en forma de dividendos trimestrales y obligatorios, además de dividendos extraordinarios”, dijo a BNamericas João Abdouni, analista de Levante Inside Corp.

Abdouni estima que Petrobras podría distribuir hasta 7 reales por acción en ganancias en los próximos 12 meses, teniendo en cuenta dividendos obligatorios y extraordinarios.

El director técnico del Instituto Brasileño de Estudios Estratégicos de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (Ineep), Mahatma dos Santos, atribuyó la utilidad al aumento de los precios y las ventas de derivados en el mercado interno y a la caída de los gastos operacionales.

“Con el aumento de la capacidad de generación de caja, Petrobras subió la inversión total en más de 30%, redujo la deuda y repartió alrededor de 17.100 millones de reales en dividendos. Este escenario refuerza su resiliencia operativa y financiera, aun en el contexto de una caída de precios internacionales del petróleo”, afirmó en un comunicado.

Santos señaló que el aspecto negativo del tercer trimestre fue el bajo volumen de recursos destinados a iniciativas de descarbonización y nuevas soluciones tecnológicas para reducir emisiones.

Petrobras invirtió US$4.500 millones en el 3T, 31,3% más en comparación con el 2T y el mismo período de 2023. De esa cifra, US$3.770 millones se canalizaron a exploración y producción.

“EyP seguirá siendo nuestro foco [en el próximo plan de negocios], y las refinerías se ocuparán de producir combustibles cada vez más limpios y renovables para la sociedad en su conjunto”, dijo el viernes la CEO de la compañía, Magda Chambriard, en una rueda de prensa.

El plan 2025-2029 de Petrobras se anunciará a fines de noviembre.

PRODUCCIÓN

La directora ejecutiva de EyP, Sylvia dos Anjos, indicó que las estimaciones de producción de la compañía para 2024 se han mantenido en torno a 2,8 millones de barriles equivalentes de petróleo diarios.

La petrolera estatal puso recientemente en operaciones dos FPSO: Maria Quitéria y Marechal Duque de Caxias en los campos Jubarte y Mero, respectivamente. Próximamente prevé iniciar las operaciones de la unidad Almirante Tamandaré en Búzios.

Petrobras confirmó que a fin de año lanzará nuevas licitaciones por dos FPSO de aguas profundas para Sergipe (SEAP I y II) y Albacora. En tanto, continúa analizando la propuesta presentada por la india Shapoorji Pallonji Energy por la plataforma Barracuda/Caratinga.

La directora ejecutiva de ingeniería, tecnología e innovación de la empresa, Renata Baruzzi, señaló que Petrobras realizó ajustes al flujo de caja de los contratos y a los modelos de contratación, teniendo en cuenta aspectos del financiamiento con el fin de mejorar el atractivo de las licitaciones de FPSO.

“Hemos estado alentando a muchas empresas a trabajar nuevamente con Petrobras. Estuvimos en Asia, hablando con varias compañías. Algunas de ellas ya han firmado memorandos de entendimiento”, aseguró.

EXPLORACIÓN

Anjos indicó que ya comenzó la recolección de sísmica en la cuenca Pelotas, donde Petrobras adquirió 29 bloques exploratorios a fines de 2023.

“Tendremos todo el año 2025 para realizar estudios en los bloques adquiridos. Y necesitaremos al menos un año o dos para seleccionar los pozos, tramitar las licencias y luego perforar”, agregó.

En cuanto al Margen Ecuatorial, la empresa espera la licencia del regulador ambiental Ibama para perforar en la cuenca Foz do Amazonas, la principal apuesta del país para descubrir nuevas reservas petroleras.

“Estimamos que tomará entre tres y cuatro meses comenzar a perforar el pozo una vez que se emita la licencia”, precisó Anjos.

A fines de octubre, Ibama solicitó aclaraciones a Petrobras acerca de su programa y las medidas propuestas para restaurar la fauna afectada por posibles derrames de petróleo en la prístina región.

“Creemos que a fines de noviembre habremos respondido a todas las preguntas planteadas por el equipo de Ibama”, afirmó Clarice Coppetti, directora de asuntos corporativos de Petrobras.

REFINACIÓN

Petrobras pretende lanzar una nueva licitación para contratar la construcción del segundo tren de refinación de la refinería Abreu e Lima (RNEST) a fines de este año. El primer proceso fue cancelado después de que los postores no presentaran ofertas dentro del presupuesto de Petrobras.

Con el segundo tren de refinación y la ampliación del primero en la planta, cuya finalización está prevista para febrero, RNEST alcanzará 260.000b/d de capacidad de procesamiento.

En el 1T25, la estatal pondrá en marcha la unidad de tratamiento de diésel en la refinería Paulínia (Replan), en São Paulo.

Según el director de procesos industriales y productos de Petrobras, William França, estos y otros proyectos de expansión del parque refinador traerán consigo un aumento de 220.000b/d en capacidad de procesamiento.

“Estamos incorporando a nuestro sistema una nueva Reduc [refinería Duque de Caxias, en Río de Janeiro]”, afirmó França.

PLANTAS A GAS

El director ejecutivo de transición energética de Petrobras, Maurício Tolmasquim, aseguró que la licitación de capacidad de respaldo es fundamental para el sistema eléctrico brasileño y también para Petrobras.

Inicialmente previsto para agosto, el proceso fue aplazado por el gobierno y no se ha fijado una nueva fecha.

“El Ministerio de Minas y Energía conoce la importancia de esta subasta. Las centrales a gas flexibles son cada vez más importantes para el sistema debido a la gran proporción de fuentes intermitentes”, afirmó Tolmasquim.

Expresidente de la agencia estatal de investigación energética EPE, Tolmasquim indicó que Petrobras estima que entre 2024 y 2033 podrían salir del sistema 14,5GW de generación térmica debido a la expiración de sus contratos o al final de su vida útil.

“Contamos con un parque térmico de 4,9GW, de los cuales 2,9GW están sin contrato, por lo que esta subasta es fundamental para garantizar la remuneración de las plantas. Sin esto, tendremos dificultades para mantener los activos”, advirtió el ejecutivo.

“Nos estamos preparando para la licitación con las centrales térmicas existentes y la nueva planta que se construirá en el complejo Boaventura [antes Gaslub]”.