Petrobras

Petrobras anuncia mudanças na Diretoria Executiva

A Petrobras informa que o seu Conselho de Administração, em reunião realizada hoje, aprovou:

- Proposta de alteração na composição da Diretoria Executiva da Petrobras, com a criação da uma nova Diretoria, para a qual será indicado um diretor Corporativo e de Serviços. A proposta considera que o novo diretor ficará responsável pelas áreas de Organização, Gestão e Governança; Recursos Humanos; Segurança Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde e Serviços Compartilhados.

Essa proposta é resultado de análises referentes aos desafios de gestão a serem enfrentados pela Companhia, com significativo incremento no número de empregados e necessidade de maior supervisão em função do grande volume de investimentos. A criação dessa nova Diretoria será submetida à deliberação dos acionistas da Companhia em Assembleia Geral Extraordinária, a ser oportunamente convocada.

- A indicação do atual gerente executivo do E&P-Presal, José Miranda Formigli Filho, para substituir o atual diretor de Exploração e Produção, Guilherme de Oliveira Estrella. José Formigli é engenheiro civil, formado pelo Instituto Militar de Engenharia – IME, pós-graduado em análise matricial de estruturas pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro – UERJ e tem MBA em Gestão Empresarial pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (Coppead). Com experiência de 29 anos na Companhia, já ocupou diversas posições gerenciais, todas relacionadas à área de Exploração e Produção. Em 2008, José Formigli foi nomeado gerente executivo da área criada para o planejamento e desenvolvimento das descobertas do pré-sal, ficando responsável pela gestão de todo o programa de desenvolvimento da produção dessas áreas.

- A indicação do atual gerente executivo de Operações e Participações em Energia, José Alcides Santoro Martins, para assumir a Diretoria de Gás e Energia no lugar de Maria das Graças Silva Foster. José Alcides é engenheiro civil, formado pela Universidade de São Paulo – USP, pós-graduado em Geotecnia pela PUC-Rio e pós-graduado em Planejamento de Sistemas Energéticos pela Unicamp. Com experiência de 32 anos na Companhia, assumiu diversos cargos gerenciais, além de ser membro do Conselho de Administração de diversas subsidiárias da Companhia. Foi também diretor de Tecnologias do Centro de Tecnologias do Gás e Energia Renováveis – CTGAS-ER de fevereiro de 2004 a maio de 2005 e diretor de Petróleo, Gás e Biocombustíveis da Empresa de Pesquisa Energética – EPE no período entre maio de 2005 e junho de 2006.

A Petrobras agradece ao diretor Guilherme de Oliveira Estrella pelos relevantes serviços prestados à Companhia, ressaltando sua liderança, competência técnica e o elevado grau de profissionalismo e dedicação no exercício do cargo.

Perfil de José Miranda Formigli Filho

Perfil de José Alcides Santoro Martins

Adicionar comentário 9 de fevereiro de 2012 / 23:01

Petrobras vai contratar 26 sondas de perfuração

A Petrobras informa o resultado da negociação com as empresas Sete Brasil e Ocean Rig, que apresentaram ofertas para o afretamento e operação de sondas de perfuração marítima, a serem construídas no Brasil.

A Companhia aprovou a contratação de 21 sondas (tipo “offline”) com a Sete Brasil, pela taxa diária média de US$ 530 mil, e a contratação de 5 sondas (tipo “dupla atividade”) com a Ocean Rig, pela taxa diária média de US$ 548 mil, ambas pelo prazo de 15 anos.

A entrega de todas as unidades, com requisitos de conteúdo local variando entre 55% e 65%, deverá ocorrer no prazo compreendido entre 48 e 90 meses, de acordo com os cronogramas estabelecidos nos contratos. A implementação do projeto considera a construção de novos estaleiros no país, além da utilização da infraestrutura já existente.

A contratação considera a possibilidade da redução das taxas diárias médias em caso de obtenção de isenção de PIS/COFINS e em função das condições definitivas de financiamentos a serem acordadas pelas empresas contratadas junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES. A expectativa é que as taxas diárias médias possam ser reduzidas para os valores de até US$ 500 mil no contrato com a Sete Brasil e US$ 535 mil no contrato com a Ocean Rig. Esses valores podem ainda ser reduzidos, caso as partes identifiquem e acordem mecanismos para redução de custos operacionais.

Com essa contratação, a Companhia conclui o plano de contratação de 28 (vinte e oito) sondas de perfuração marítima, a serem construídas no Brasil para atendimento do programa de perfuração de longo prazo, prioritariamente para utilização nos poços do pré-sal. Em função das condições apresentadas pelas empresas e a demanda existente para o desenvolvimento dos projetos futuros, a Petrobras optou por se beneficiar das condições negociadas e contratar cinco unidades adicionais ao originalmente planejado.

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Geração de caixa em 2011 alcançou R$ 62 bilhões 246 milhões

A Petrobras informa que 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;

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 2 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;

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).

A Companhia informa ainda que foi aprovado o Plano Anual de Negócios para 2012, no valor total de R$ 87.545 milhões. No Plano Anual de Negócios para 2012 está o valor dos investimentos planejados por segmento.

Acesse a íntegra do comunicado.

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Conselho de Administração elege nova presidente

A Petrobras informa que o seu Conselho de Administração elegeu, hoje (09/02), Maria das Graças Silva Foster como presidente da Petrobras, em substituição ao atual presidente, José Sergio Gabrielli de Azevedo, que permanece no cargo até a próxima segunda-feira, dia 13 de fevereiro, quando ocorrerá a cerimônia de posse da nova presidente.

José Sergio Gabrielli está se desligando do Conselho de Administração da Companhia, que elegeu Maria das Graças Silva Foster como nova conselheira. Essa eleição, conforme dispõem a Lei das Sociedades Anônimas e o Estatuto Social da Petrobras, é válida até a próxima Assembleia Geral de Acionistas.

Maria das Graças Silva Foster trabalha há 31 anos na Petrobras, onde atua como diretora da Área de Gás e Energia e como presidente da Petrobras Gás S.A- Gaspetro, desde 2007. É graduada em Engenharia Química pela Universidade Federal Fluminense (UFF), com mestrado em Engenharia Química, pós-graduação em Engenharia Nuclear pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (COPPE/UFRJ), e MBA em Economia pela Fundação Getúlio Vargas (FGV/RJ).

Além de diversos cargos executivos na Companhia, Maria das Graças Silva Foster já atuou como presidente da Petrobras Química S.A. – Petroquisa, e como presidente e diretora Financeira da Petrobras Distribuidora S.A. É presidente dos Conselhos de Administração da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A – TBG, e da Transportadora Associada de Gás S.A – TAG e membro dos Conselhos da Petrobras Transporte S.A. – Transpetro, da Petrobras Biocombustível S.A. e da Braskem S.A..

Em sua carreira, ainda exerceu a função de secretária de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia, de janeiro de 2003 a setembro de 2005.

A Petrobras agradece ao conselheiro e presidente, José Sergio Gabrielli de Azevedo, pelos relevantes serviços prestados à Companhia, ressaltando sua liderança, competência técnica e o elevado grau de profissionalismo e dedicação no exercício desses cargos.

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Gasoduto: respostas à Folha

Leia a matéria “Petrobras enterrou máquina de R$ 51 mi” (parte 1 e parte 2), publicada na edição de hoje (09/02) da Folha de São Paulo. Confira, abaixo, as respostas encaminhadas pela Companhia ao veículo.

Pergunta: Projetado para fazer escoar a produção de gás natural da bacia de Santos (campos de Mexilhão, Uruguá, Tambaú e no Piloto do Pré-Sal de Tupi), o gasoduto sofreu um atraso, que seria ainda maior caso fosse retirado do túnel a escavadeira (tuneladora). Para evitar supostos prejuízos da ordem de US$ 500 milhões (em somente seis meses de atraso), a Petrobras aceitou a proposta apresentada por seus diretores (aprovada por Graça Foster) de abandonar a tuneladora dentro do túnel. Dessa forma, o prejuízo seria de R$ 51 milhões.

Como o túnel possui somente uma embocadura, a tuneladora precisaria ser desmontada e percorrer o caminho de volta, algo que, supostamente, atrasaria o início do escoamento da produção (previsto para março de 2011), obrigando a Petrobras a importar gás e outras flexibilidades para cumprir os contratos com o setor elétrico (o gás abasteceria termelétricas). Ocorre que até a realização da última fase do túnel, não havia atrasos e tudo caminhava dentro do esperado. Na fase final, a que previa a construção dos túneis e poços que fariam a conexão com o planalto, tudo desandou.

Uma série de situações “inesperadas” (como a existência de formações geológicas não previstas no projeto) obrigou a Petrobras a conceder adiamentos do prazo, além de rever preços por meio de aditivos contratuais. Houve aplicações de multas, mas o atraso no pagamento pelo consórcio (liderado pela construtora Schahin) permitiu que os recursos obtidos por meio de aditivos contratuais fossem equivalentes ao valor da multa. Resultado: a tuneladora teve de ser importada e adquirida pela Petrobras, única forma de indenizar a italiana Ghella pela decisão unilateral da companhia em “enterrá-la” na Serra do Mar.

Por que essa tuneladora foi contratada sem licitação?

Resposta: A Tunnel Boring Machine (TBM ou tuneladora) não foi contratada sem licitação. O processo para a contratação dos serviços de escavação do túnel seguiu o rito previsto no decreto lei 2.745/98 para a modalidade de convite, tendo sido convidadas 16 empresas. Cinco empresas apresentaram propostas. A empresa Schahin apresentou a melhor proposta (menor preço), sendo declarada vencedora do certame. Para realizar os serviços de escavação do túnel no segmento onde deveria ser utilizado o método TBM, a contratada Schahin subcontratou a empresa Ghella, proprietária da tuneladora.

Pergunta: Por que a obra, antes dentro do cronograma, sofreu o atraso?

Resposta: A postergação na conclusão das obras do gasoduto GASTAU ocorreu em função da performance aquém da estimada na escavação do túnel pelo método TBM, ao longo de mais de 5 quilômetros.

Pergunta: O gasoduto entrou em operação após a data prevista. Os prejuízos antes previstos ocorreram? Que sentido fez, portanto, o abandono da tuneladora?

Resposta: O gasoduto GASTAU faz parte de um projeto integrado de produção, processamento e escoamento de gás natural da Bacia de Santos, dos campos de Mexilhão, Uruguá, Tambaú e Lula. O gasoduto foi concluído em março de 2011, em sincronia com os projetos de desenvolvimento da produção, graças à aquisição da tuneladora. Caso a decisão pela compra e abandono da tuneladora não tivesse sido tomada, a conclusão das obras do gasoduto sofreria um atraso de 104 dias e teria ocorrido somente ao fim do mês de junho de 2011, gerando uma perda prevista de mais de R$ 700 milhões à época, apurados somando a perspectiva de perda de produção de óleo e o diferencial de custo das alternativas para suprimento de gás ao mercado.

Pergunta: Além do fator “tuneladora”, que outros motivos levaram ao atraso, já que ele ocorreu mesmo com o abandono do equipamento?

Resposta: Após a decisão pela compra e abandono da TBM, não houve outro atraso no cronograma. O único fator que levou ao atraso na conclusão das obras do gasoduto foi a performance aquém do estimado para o processo de escavação do túnel pelo método TBM.

Pergunta: A Ghella tinha outra opção, além de aceitar o abandono da máquina?

Resposta: A Ghella era proprietária da TBM e negociou com a Petrobras a venda do equipamento em condições que atendiam aos interesses de ambas as empresas. Esta aquisição foi aprovada, em 01/12/2010, pela Diretoria Executiva da Petrobras.

Pergunta: Por que obras como essas são contratadas sob regime de sigilo?

Resposta: Não houve contratação sob regime de sigilo. Conforme mencionado na primeira resposta, o processo de contratação dos serviços de escavação do túnel seguiu o rito previsto no decreto lei 2.745/98 para a modalidade de convite.

Pergunta: Qual a situação atual de performance do gasoduto que, no final de 2011, deveria estar escoando um volume de quase 10 MM de metros cúbicos por dia de gás?

Resposta: Em dezembro de 2011, o gasoduto GASTAU atingiu um pico de movimentação de 9,3 milhões m³/dia. A média de gás transportado pelo gasoduto em dezembro foi de 7,4 milhões m³/dia.

Pergunta: A Receita Federal presenciou a destruição de peças da tuneladora que tinham similares nacionais?

Resposta: A Receita Federal presenciou a destruição das formas de aduelas de concreto da Tuneladora, uma vez que as mesmas não poderiam ser nacionalizadas, devido a existência de similar nacional. A responsabilidade sobre o processo de nacionalização da TBM, que envolve a destruição de peças com similares nacionais, foi de da empresa Ghella.

Pergunta: Como foi, exatamente, o controle que a Petrobras fez nessa obra?

Resposta: A empresa TAG -Transportadora Associada de Gás, empresa subsidiária integral da Petrobras e proprietária dos ativos do GASTAU, contratou a Engenharia da Petrobras para gerenciar e fiscalizar o empreendimento de construção do gasoduto e do túnel. A Engenharia manteve em tempo integral uma equipe no local de execução da obra dedicada a acompanhar a evolução dos trabalhos, com a realização de reuniões de avaliação diárias com as empresas contratadas.

Pergunta: A Schahin, responsável pela obra, foi multada, como previa o contrato?

Resposta: A empresa não foi multada. Os atrasos verificados foram decorrentes de condições de execução que não estavam previstas no escopo do contrato original, tais como: adequação à geologia do maciço rochoso e requisitos de licenças ambientais e condições para autorização de acesso.

Pergunta: Qual o valor das multas?

Resposta: Não foram aplicadas multas.

Pergunta: Por que, mesmo diante dos atrasos da construtora, a Petrobras fez tantos aditamentos ao contrato, sendo que alguns aprovaram a mudança do contrato?

Resposta: Obras com este grau de complexidade estão sujeitas a imprevistos. Particularmente, no caso do túnel do GASTAU, com 5.200 metros sob a Serra do Mar, as condições verificadas durante a execução requereram alterações na estratégia de implementação para garantir o sucesso da obra. Estas alterações levaram à necessidade de aditivos contratuais para execução de inspeções complementares na rocha, alterações de projeto para adequá-lo às condições do maciço rochoso e reprogramações em função de licenças e autorizações.

Pergunta: Evidentemente, essa pergunta será feita à Schahin, mas interessa saber quais os motivos apresentados pela empresa para os atrasos?

Resposta: Os motivos que foram apresentados e aceitos são aqueles relatados acima.

Pergunta: O abandono da tuneladora e os aditivos contratuais entram no cálculo da tarifa do gás?

Resposta: Não. Os preços do gás natural ao mercado são definidos por contratos de longo prazo celebrados entre a Petrobras e as distribuidoras de gás e indexados a uma cesta de óleos combustíveis internacionais.

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