Petrobras

Escolas de samba: resposta ao Dia

Leia a matéria “Petrobras abre rombo em caixa do Salgueiro e da Vila Isabel”, publicada na última sexta-feira (10/05) na coluna de Leo Dias no jornal O Dia erespostas enviadas pela Petrobras ao veículo.

Perguntas: A coluna apurou que três escolas de samba estão passando por problemas financeiros. Salgueiro está com salários atrasados, Vila Isabel demitiu funcionários, Beija-Flor está com um rombo no caixa. Todas elas alegam que a crise se deve ao fato de a Petrobras não ter renovado seus contratos de auxílio cultural, que já existia há cerca de cinco anos com as agremiações. Elas dizem que a renovação acontecia sempre no mês de outubro e que isso não ocorreu no ano passado.

A coluna quer saber da Gerência Executiva de Responsabilidade Social:

1) O motivo da não renovação.

2) Há a possibilidade de isso acontecer nos próximos meses?

3) Quantas escolas eram beneficiadas?

4) Qual era o valor que elas recebiam?

5) Quantas escolas apresentam a proposta para receber tal auxílio?

6) A Petrobras está também passando por alguma crise?

7) Como a Petrobras avalia de tal investimento nas escolas?

Respostas:

1) A Gerência de Responsabilidade Social da Petrobras não celebra contratos de “auxílio cultural” . A Petrobras celebra apenas “contratos de patrocínio” tendo como objeto a exposição e valorização da marca da companhia durante a execução de projetos com fins sociais ou ambientais.

2) Um patrocínio da Petrobras nunca é simplesmente renovado. A concessão de um patrocínio social ou ambiental, seja de uma proposta inicial ou de continuidade, é sempre condicionada à apresentação de um projeto estruturado segundo padrões definidos pela Petrobras, ao cumprimento de requisitos relativos à divulgação da marca, o mérito e relevância de seus fins sociais, ambientais ou esportivos, a coerência entre as metas propostas, as estratégias indicadas para atingi-los dentro do prazo do contrato, e à existência de elementos que confiram sustentabilidade às transformações sociais e ambientais promovidas pelo projeto.

3) Além do cumprimento de requisitos técnicos, a celebração de contratos de patrocínio com a Petrobras também está condicionada por requisitos legais relativos à regularidade formal e fiscal da instituição junto aos órgãos de cadastramento, arrecadação e controle.

4) O Grêmio Recreativo Escola de Samba Beija Flor conta atualmente com patrocínio social da Petrobras para a execução do Projeto Sonho da Beija Flor Fase III, vigente desde agosto de 2012 e com término previsto para agosto de 2013.

5) O Grêmio Recreativo Escola de Samba Salgueiro e o Grêmio Recreativo Escola de Samba Vila Isabel apresentaram propostas de patrocínio a projetos sociais que passam por análise técnica . E a aprovação desses patrocínios dependerá do integral atendimento dos condicionantes técnicos relativos à divulgação, mérito, coerência metodológica e sustentabilidade, bem como à presença dos requisitos legais que dizem respeito a regularidade formal e fiscal das instituições proponentes.

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Plataformas: resposta à Folha de S. Paulo

Leia a reportagem “Cinco plataformas da Petrobras param para manutenção” (versão online), publicada pelo jornal Folha de S. Paulo neste sábado (04/05), e confira a resposta enviada pela Petrobras ao veículo.

Perguntas:  A ANP informou que interditou as seguintes plataformas da Petrobras em março: PMC3, 4, 5, e 8 e PGA3. Segundo a ANP todas ficam na bacia Sergipe-Alagoas.

- A Petrobras poderia informar o quanto isso significa de redução na produção?

- Onde estão localizadas essas plataformas?

- E das 11 que foram interditadas em 2010, todas já voltaram a produzir?

Resposta: A Petrobras informa que atendeu às exigências formuladas por auditoria realizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), entre os dias 4 e 8 de março, em 19 plataformas fixas da Unidade de Operações de Exploração e Produção de Sergipe e Alagoas. A auditoria envolveu as concessões de Camorim, Dourado, Guaricema, Caioba e Salgo, resultando na interdição de cinco plataformas desabitadas e de pequeno porte: PCM-3, PCM-4, PCM-5 e PCM-8 e PGA-3, todas localizadas no litoral sergipano. 

O laudo de interdição foi lavrado no dia 08/03/2013, com a paralisação iniciando no dia 10/03/2013. Em 14/03/2013, as plataformas PGA-3 e PCM-5 voltaram a operar normalmente, o mesmo acontecendo com a plataforma PCM-4 no dia 15/03/2013. Em 28/03/2013 retomaram a produção as plataformas PCM-08 e PCM-03. A Unidade de Operações de Exploração e Produção de Sergipe-Alagoas da Petrobras deixou de produzir, em média, durante o período de interdição, algo em torno de 1.800 barris por dia de petróleo e 180.000 metros cúbicos por dia de gás natural.

Não procede a informação a respeito da interdição de 11 plataformas em 2010.

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Produção: respostas ao jornal O Estado de S. Paulo

Leia a matéria “Queda de produção da Petrobras preocupa ANP” (versão online) publicada pelo jornal O Estado de S. Paulo neste domingo (21/04) as respostas enviadas pela Petrobras ao veículo.

Pergunta: Somamos a capacidade instalada de todos os dez sistemas que entrarão em produção em 2013 (7) e 2014 (3), conforme dados da apresentação do PN 13-17. Apenas estes sistemas acrescentam 1,440 milhão de barris/dia à capacidade instalada.

Resposta: Sobre a adição de capacidade nos anos 2013 e 2014, destacamos que a Petrobras, em seis destes projetos, possui parceiros e, portanto, nossa adição de capacidade é menor do que simplesmente o somatório de toda a produção adicional das unidades. Assim, estas unidades somadas, como se pode ver na tabela abaixo, adicionarão 1,004 milhão de barris/dia à capacidade instalada da Petrobras de um total de 1,300 milhão de barris/dia (Petrobras + Parceiros).

No entanto, deve ser levado em consideração que a capacidade das unidades se refere ao processamento de líquidos (óleo + água). No início, a produção de água tende a zero. Com o tempo, o volume de água produzida aumenta e, em conseqüência, diminui a produção de óleo. Além disso, deve-se contar com um declínio natural da produção da Petrobras, que gira em torno de 10% ao ano.

Adicionalmente, destacamos que o pico da produção não é instantâneo assim, a entrada das unidades em 2013 e 2014 representará crescimento progressivo da produção começando em 2013 e, certamente, extrapolará 2014.

Pergunta: Em 2016, entram mais cerca de 1 milhão b/d. E no entanto a produção só crescerá 750 mil barris/dia até 2017 em relação aos 2 milhões atuais. Por quê? Serão perdidos 1,35 milhão b/d de produção atual? Como explico estes números?

Resposta: Em 2016, a produção da Petrobras será menor que a capacidade total instalada pelos mesmos motivos destacados na primeira resposta. Ou seja, a Petrobras, em alguns de seus projetos, possui parceiros e, portanto, nossa adição de capacidade é menor do que simplesmente o somatório de toda a produção adicional das unidades. Além disso, deve ser levado em consideração um declínio natural da produção da Petrobras (em torno de 10% ao ano) e que o pico da produção não é instantâneo.

Pergunta: Quanto da perda prevista é de declínio natural, quanto é perda de produção efetiva, quanto é por parada programada?

Resposta: Conforme explicado na primeira resposta, o declínio natural da produção da Petrobras gira em torno de 10% ao ano. A Companhia não divulga estimativas de paradas programadas.

Pergunta: A Petrobras concorda com o cálculo do Bradesco de que foram perdidos cerca de 400 mil barris/dia em 2012? O Bradesco considera uma baixa de 40% considerando poços secos e fechados e 26% sem poços secos. Está correto?

Resposta: A Petrobras não comenta relatórios que não foram produzidos pela Companhia.

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Autossuficiência em petróleo: respostas ao Globo

Leia a reportagem “Petrobras: Brasil voltará a ser autossuficiente em petróleo em 2014″ (versão online), publicada nesta quinta-feira (18/04) no site do jornal O Globo, e confira, abaixo, as respostas encaminhadas pela Petrobras ao veículo.

Pergunta: O Brasil perdeu sua autossuficiência  em petróleo? se positivo, desde quando?

Resposta: O Brasil atingiu a autossuficiência em petróleo em 2006: a produção de petróleo no País equiparou-se ao volume de derivados consumidos à época. Entre 2007 e 2012, no entanto, o crescimento da demanda por derivados cresceu 4,9% no Brasil, contra um crescimento de 3,4% na produção de petróleo. A partir de 2014, a produção de petróleo no Brasil voltará a atingir a autossuficiência volumétrica, ou seja, volumes iguais de petróleo produzido e de derivados consumidos, contando a produção da Petrobras + Parceiros + Terceiros.

O Brasil, no entanto, nunca foi autossuficiente em derivados (como por exemplo gasolina e diesel). O País sempre importou e continuará importando derivados até que entrem em operação as novas refinarias previstas no Plano de Negócios e Gestão 2013-17 da Petrobras. A curva de produção da Companhia apresentará um crescimento contínuo, até atingir 2,5 milhões de barris por dia em 2016, chegando a 2,75 milhões de barris em 2017 e 4,2 milhões de barris por dia em 2020. A produção de petróleo passará, então, a superar a produção de derivados, o que dará ao País, também, autossuficiência em derivados. Em 2020, a Petrobras planeja ter 4,2 milhões de barris de petróleo por dia contra uma capacidade de refino de 3,6 milhões de barris por dia e um consumo de 3,4 milhões de barris por dia.

Somente em 2013, sete novas plataformas entrarão em operação. Duas delas já chegaram às suas locações, e a terceira – Cidade de Paraty – está a caminho do Campo de Lula Nordeste, no Pré-Sal da Bacia de Santos, onde começará a produzir em 28 de maio. O resultado desses novos projetos será o crescimento sustentado da curva de produção da Petrobras a partir de 2014. Até 2020, a Petrobras colocará em operação 38 novas plataformas, das quais 25 começarão a produzir até 2017.

A Petrobras dispõe hoje do maior portfólio e da carteira de projetos mais robusta e diversificada entre as empresas do setor. Estão previstos, para o período 2013-2017, investimentos de US$147,5 bi nas atividades de exploração e produção no Brasil, o que representa 62,3% dos investimentos programados pela companhia.

Com os programas de Otimização de Custos Operacionais, de Aumento da Eficiência Operacional nas Unidades de Operações da Bacia de Campos e do Rio de Janeiro, e o Programa de Redução de Custos de Poços, a Companhia prevê alcançar, em 2017, uma produção de 2 milhões 750 mil barris de petróleo por dia (bpd), o que representa um acréscimo de 750 mil bpd a mais do que produzimos hoje.

Pergunta: Em números, qual é o volume médio de produção de petróleo do país e qual o volume médio do consumo de combustíveis?

Resposta: A produção média de petróleo da Petrobras no Brasil em 2012 foi de 1,980 milhão de barris de óleo por dia (bpd). Dados sobre volume médio do consumo de combustíveis devem ser obtidos com a ANP.

Pergunta: Tem previsão de quando se poderá recuperar a autossuficiência?

Resposta:  Já respondido na pergunta 1.

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Tráfego aéreo na Bacia de Campos: resposta à TV Globo

Assista à reportagem “Aumenta a preocupação com os helicópteros na Bacia de Campos“, exibida nesta sexta-feira (29/3) pelo jornal Bom Dia Brasil, da Rede Globo, e confira, abaixo, a resposta encaminhada pela Petrobras ao veículo.

Pergunta: Uma das nossas equipes de reportagem está fechando hoje uma matéria que vai ao ar amanhã no Bom Dia Brasil sobre tráfego aéreo na Bacia de Campos e com estatísticas de acidentes nos últimos anos. A direção do Sindipetro-NF alega que o número de acidentes com aeronaves que fazem o transporte dos trabalhadores para a Bacia de Campos vem aumentando e aponta falta manutenção nas aeronaves como uma das possíveis causas.

Precisamos saber se algum representante da Petrobras poderia gravar entrevista sobre esse assunto ainda hoje. Caso contrário, precisaremos de uma nota oficial da empresa.

Resposta: Não procede a informação de que o número de acidentes com as aeronaves que prestam serviço à Petrobras vem aumentando. Além disso, todos os helicópteros utilizados em voos offshore da Petrobras passam por manutenção periódica dentro dos mais rigorosos padrões. As aeronaves são equipadas com turbinas de última geração, com equipamentos de bordo sofisticados, mais potência, maior auxílio à navegação e desenhos mais adequados à proteção dos passageiros na eventualidade de problemas. A Petrobras introduziu, também, a obrigatoriedade de reciclagens anuais das tripulações em simuladores de voo de última geração. O pouso controlado no mar, como o efetuado esta semana com a aeronave de carga Bell 412, da Líder Táxi Aéreo, a serviço da Companhia, na Bacia de Campos, assim como o resgate rápido e em segurança da tripulação, seguiu o que é recomendado para situações dessa natureza e resulta do bom treinamento a que as equipes de voo são submetidas regularmente.

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Multas: respostas ao Globo

Leia a reportagem “Devo e não pago” (versão online + Parte 2 + Parte 3), publicada neste domingo (24/03) pelo jornal O Globo, e confira, abaixo, as respostas encaminhadas pela Petrobras ao veículo.

Pergunta: A Petrobras responde por 70% do total de multas, em valores, aplicadas pela ANP em 2011 e 2012. A empresa recebeu 84 multas que totalizaram R$ 331.356.845,47. Falta qualidade aos serviços da Petrobras? O que justifica tantas multas em tão pouco tempo?

Resposta: A Petrobras responde por 93,8% da produção de óleo no Brasil (ANP, jan/2013). Naturalmente, como detentora do maior número de instalações e equipamentos em operação no setor de E&P, a Companhia está sujeita ao maior número de ações fiscalizatórias. Algumas das penalidades aplicadas pela ANP ainda não tiveram concluído o processo administrativo na Agência; outras foram levadas ao exame do Poder Judiciário.

A Companhia reconhece a relevância do papel regulador e fiscalizador da ANP, porém observa que, embora tenha exercido esse papel desde a sua criação, a Agência intensificou sua atuação nos últimos anos.

A Petrobras atua com excelência na gestão de seus processos. Sempre operou dentro dos padrões exigidos pela boas práticas e regulamentação da indústria do petróleo, e vem investindo cada vez mais para superar os níveis de qualidade exigidos pelas autoridades reguladoras.

Pergunta: A maior multa aplicada – e contestada – pela Petrobras é referente ao pagamento incompleto de PEs no ano passado (processo 48610.004515/2012-79 e auto de infração 804.110. 0733. 291952). A autuação foi feita pela Superintendência de Participações Governamentais. A empresa pode explicar o que houve neste caso (qual o campo/plataforma, se houve erro de cálculo) e por que contesta a multa?

Resposta: A alegação da ANP, neste caso, é de que não teria sido efetuado o completo pagamento de Participação Especial de campos operados pela Petrobras. Segundo a visão da ANP, da qual diverge a Companhia, teria sido adotado um procedimento incorreto para a apuração dos limites de dedução que compõem a base de cálculo da Participação Especial.

A Petrobras questiona judicialmente a cobrança porque entende que as deduções foram praticadas com respaldo legal. A ação está em andamento e a Petrobras obteve medida liminar suspendendo a exigibilidade do débito apontado pela ANP.

Pergunta: Chamam a atenção as multas aplicadas pela Superintendência de Segurança e Meio Ambiente. Das 14 aplicadas, sete são contestadas pela Petrobras e ainda não foram pagas. A maior parte está relacionada à falta de garantia de segurança mecânica. A empresa pode explicar isso melhor? Havia falhas nos equipamentos ou nos processos? Em que unidades da empresa (refinaria, plataforma, duto)? Os processos a que me refiro são listados abaixo:

Processo 48610.014149/2011-85, auto 806.110.11.33.295234 em 21/10/2011

Processo 48610.014150/2011-18 auto 806.110.11.33.295235 em 21/10/2011

Processo 48610.015368/2011-81 auto 806.111.11.33.295243 em 22/11/2011

Processo 48610.015367/2011-37 auto 806.111.11.33.295244 em 22/11/2011

Processo 48610.015366/2011-92 auto 806.111.11.33.295245 em 22/11/2011

Processo 48610.015365/2011-48 auto 806.111.11.33.295246 em 22/11/2011

Processo 48610.015369/2011-26 auto 806.111.11.33.295247 em 22/11/2011

Resposta: No caso das multas aplicadas pela Superintendência de Segurança Operacional, que se referem a unidades marítimas, a ANP entende que houve imperfeições nos processos da Companhia, sendo certo que, em relação a uma delas, o processo administrativo ainda não foi concluído. A Petrobras discorda do entendimento da ANPe optou por impugnar algumas delas pela via judicial.

Pergunta: Há uma multa paga sem contestação da Petrobras (processo 48610.003542/2012-24, auto 806.103.12.33.295271 em 15/03/2012) por causa de prestação de informação inverídica. Do que se trata? Qual foi a informação incorreta e por que a Petrobras não passou à ANP a certa?

Resposta: A multa a que se refere o processo citado foi paga somente depois de esgotados os recursos de defesa na esfera administrativa, nos quais a Petrobras esclareceu que as informações inverídicas alegadas pela ANP referem-se, na verdade, a uma pequena imperfeição constante de formulário encaminhado à Agência. Em sua defesa, a Petrobras demonstrou que tal imperfeição, além de não intencional, não causou qualquer impacto na segurança das atividades na unidade e que o projeto estava de acordo com as melhores práticas e com a regulamentação vigente.

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Conteúdo local: respostas ao Estadão

Leia as reportagens “Petrobras aluga embarcação no exterior” e “Estatal afirma que cumprirá exigência de conteúdo local” (versões online), publicadas pelo jornal O Estado de S. Paulo nesta segunda-feira (18/03). Confira, abaixo, as respostas encaminhadas pela Companhia ao veículo.

Pergunta: Conforme antecipado por telefone, vamos fazer uma nova matéria sobre conteúdo local, com base em um informativo divulgado hoje pelo Sinaval.

O Sinaval diz que há aumento do afretamento e redução local da construção de navios. Afirma que a redução de encomendas e a perda de postos de trabalho já aparece nas estatísticas, prejudicando estaleiros locais. Por que a Petrobras está optando por afretamento, em vez de construção? Falta capacidade de endividamento direto para construção dos navios? As exigências de conteúdo local atrapalham?

Resposta: Não, as exigências de conteúdo local não atrapalham. Os indices que têm sido exigidos são exequíveis e não há indicativos de que não serão atingidos pela indústria nacional. A contratação de FPSOs por afretamento é uma alternativa amplamente utilizada na indústria de petróleo, sendo que, ao longo da sua história, a Petrobras tem utilizado tanto a construção de plataformas próprias como a contratação de plataformas por afretamento como alternativas para os projetos de produção. A opção entre a contratação por afretamento ou a construção de unidade própria depende de aspectos técnicos, comerciais e dos prazos requeridos pelos projetos, sendo importante observar que desde 2010 a Petrobras vem exigindo que os FPSOs afretados atendam requisitos de conteúdo local similares aos praticados para as unidades próprias.

Não é fato que a Petrobras esteja optando exclusivamente por afretamentos, tanto que nos últimos anos foram contratadas cinco unidades de produção que estão sendo construídas no Brasil para operação nas áreas de pós-sal (P-55, P-58, P-61, P-62 e P-63). Para a área do pré-sal da Bacia de Santos estão em construção oito FPSOs replicantes e quatro FPSOs para a Cessão Onerosa em diversos canteiros e estaleiros nacionais, do nordeste ao sul do Brasil.

O Plano de Negócios da companhia prevê recursos suficientes para a execução dos projetos listados em seu portfólio.

Pergunta: A Antaq diz que desde 2009 a estimativa era de construção local de 146 navios, e que deixaram de ser contratados 90 navios em estaleiros brasileiros. Por quê?

Resposta: O Plano de Renovação da Frota de Embarcações de Apoio da Petrobras, que prevê a construção de 146 embarcações de apoio offshore, em execução desde 2008, continua sendo implantado como planejado. Já foram realizadas três rodadas de contratações, perfazendo um total de 56 unidades contratadas e a quarta rodada está em andamento.

Pergunta: Caso os equipamentos fossem construídos pela Petrobras, em vez de afretados, haveria estouro do limite de alavancagem com possibilidade de rebaixamento por agências classificadoras de risco?

Resposta: A Petrobras está comprometida em garantir a expansão dos seus negócios com indicadores financeiros sólidos, e possui capacidade financeira para implementar os projetos de E&P no Brasil necessários ao cumprimento da sua meta de produção de 2020.

Pergunta: Documento do Ministério da Fazenda estima em US$ 19 bilhões a despesa com aluguel de equipamentos. Está correto?

Resposta: A Petrobras desconhece o documento a que se refere a pergunta.

Pergunta: O Sinaval estima em US$ 6,3 bilhões anuais o valor pago a empresas estrangeiras com 44 sondas e 14 plataformas. A maioria com Modec e SBM. O Sinaval se diz preocupado que aconteça o mesmo com navios de apoio marítimo. A preocupação procede?

Resposta: A resposta à preocupação do Sinaval com relação à contratação de barcos de apoio marítimo já está contemplada na resposta à pergunta número 2, relativa à construção de 146 navios.

Pergunta: A Petrobras tem capacidade financeira para construir os cinco FPSOs que faltam para a área da cessão onerosa? Ou precisará afretá-los?

Resposta: A Petrobras tem capacidade financeira para executar todo o seu Plano de Negócios e Gestão, inclusive para todas as unidades ainda não contratadas. As contratações serão realizadas, ao longo do cronograma interno da empresa, em função das características técnicas dos projetos de produção e das condições do mercado fornecedor.

Pergunta: Afretar com a Sete Brasil pode ser uma solução para não estourar a alavancagem sem enviar equipamentos para o exterior? Vou voltar a citar que dois deles estão em negociação com Modec e SBM. Isso é apuração minha, sei que a Petrobras não confirma.

Resposta: Como informado na pergunta anterior, a Petrobras tem capacidade para executar todo o seu Plano de Negócios, inclusive para as unidades ainda não contratadas e reafirma que cumprirá integralmente com o conteúdo local requerido em todas as suas atividades.

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Vazamentos: resposta ao jornal O Globo

Leia a matéria “Vazamentos da Petrobras cresceram 65% em 2012” (versão online: parte 1 e parte 2), publicada neste domingo pelo jornal O Globo. Confira, abaixo, as perguntas enviadas pelo veículo e as respostas da Petrobras:

Perguntas enviadas em 11/3:

Precisamos entrevistar alguém da área de SMES ou segurança operacional da Petrobras sobre os motivos da alta de vazamentos da Petrobras em 2012 e o perfil desses vazamentos, se terrestres ou marinhos, em 2012.

Segundo o balanço, aumentou de 234 m³ em 2011 para 387 m³ em 2012 o volume vazado pela Petrobras, mesmo com o programa “Vazamento Zero” lançado pela Graça Foster.

O porta-voz pode por favor sobre o que aconteceu e mapear e pontuar esses vazamentos, bem como falar sobre o que efetivamente foi feito do programa “Vazamento Zero” e o que será feito em 2013?

Perguntas enviadas em 12/3:

Preciso saber quanto custa a prevenção e a resposta a esses vazamentos para a empresa, bem como se esse custo aumentou em relação a 2011 e 2012.

Onde entram no balanço exatamente esses custos de respostas e prevenção a vazamentos?

É importante para gente ir além do número de m³ de vazamentos meramente. Seria importante contextualizar esse volume em relação à produção e à carga movimentada e ao refino (já que os vazamentos podem ser de caminhoes tombados na estrada). Então precisamos saber o seguinte:

série histórica desde 2000 ano a ano

1 – vazamento em mar

2 – vazamento em terra

3 – producao de óleo

4 – óleo movimentado em terra ou mar

5 – refino de óleo

O mais importante é diferenciar entre o volume vazado em terra e mar.

Vocês acham que a melhor maneira de contextualizar isso é comparando com o volume total produzido+refinado+movimentado? Se tiver outro critério para medir um índice, podem passar…

Já a diferenciação em terra e mar é importante, porque os vazamentos em terra nao tem nada a ver com os de mar, podem ser acidentes de trânsito, etc… Então é importante diferenciar também e contextualizar corretamente.

Seria importante detalhar a área do vazamento (transporte, refino, e&P), seria o ideal Então além da série histórica desde 2000 por ano detalhar o volume em mar e volume em terra, o ideal era que detalhasse a área de oepração do vazamento (transporte,refino,e&p),etc…

Perguntas enviadas em 14/3:

Como a Petrobras não vai dar entrevista, vou precisar aumentar a matéria com um histórico e contextualizando melhor esses vazamentos. Vamos citar o caso da Baia de Guanabara de 2000 e esse recente de vazamento da Reduc em 2011 que alguns executivos estão sendo processados agora criminalmente.

E preciso checar com vocês a série histórica que construí de vazamentos (olhando nos balanços de cada ano) para me certificar que não tem nada errado

1 – A Petrobras pagou desde 2000 alguma multa para ANP, Ibama, governo, ou qualquer outra entidade pelo vazamento da Baía de Guanabara em 2000? Ou esse processo movido pela FEderação dos Pescadores é o único eventual custo do vazamento? Teve algum outro custo além do processo judicial? Como está a situação desse processo no STJ já que são vários processos simultâneos e recursos? O eventual custo é R$ 44.270.125,06 ou os pescadores pedem mais?

2 – Qual foi o volume e a causa e a solução para o vazamento na refinaria de Cubatão há duas semanas atrás?

3 – Por que a Petrobras não comunica em fatos relevantes ou comunicados ao mercado ocorrências de vazamentos? Fiz uma pesquisa no site de RI e não achei nenhum comunicado desde 2012.

No caso de releases, por que só foi enviado em 2012 um release informando que foram recolhidos 15 metros cúbicos de água oleosa em acidente da FPWSO Dynamic Producer. Foi realmente o único caso? De onde vieram então os 387 m³ de vazamento mencionados no balanço se nenhum deles teve release ou comunicado ao mercado? Estou questionando isso porque analistas reclamam de falta de transparência da PEtrobras ao informar vazamentos.

4 – Como a Petrobras age em relação ao processo 08107350720114025101 em que foram denunciados executivos da empresa por vazamento na REDUC? A companhia está financiando a defesa dos executivos? Pode fazer algum esclarecimento em defesa?

5 – A companhia faz alguma coisa ou tem algma ação prevista caso ultrapasse o limite de alerta de vazamentos? Enfim, pra que serve? A seguinte série histórica está correta? Podem informar uqal foi o limite de alerta de 2000 a 2010? Balanços tem dois números diferentes para o vzamento em 2001. Foram 2619 m³ ou 3018 m³?

Petrobras Vazamentos em m3 Limite de alerta
2012 387
2011 234
2010 668
2009 254
2008 436
2007 386
2006 293
2005 269
2004 530
2003 276
2002 197
2001 2619 ou 3018
2000 5983

6 – Petrobras tinha provisionados R$ 128 milhões para processos ambientais no fim de 2012 e R$ 1,050 bilhão para processos civeis. Esses recursos estão depositados em juízo ou estão ainda na conta da companhia? IMPORTANTE: Onde entra nessa conta o gasto previsto com indenização ou eventuais custos pelo problema no campo de Frade? Já foi provisionado valor proporcional à participação da companhia no empreendimento?

RESPOSTA E GRÁFICOS ENVIADOS PELA PETROBRAS:

De acordo com o comportamento dos vazamentos nos últimos anos, verifica-se que a Petrobras vem apresentando um melhor desempenho, comparado às demais empresas integradas de petróleo. Tanto o volume total vazado, quanto o relativizado pela produção de petróleo, vem se situando em níveis melhores do que a média da indústria de óleo e gás internacional.

Observa-se, nos últimos dez anos, uma tendência de redução do volume anual vazado, em que pese o resultado de 2012 ter superado o de 2011, o que se explica pelo comportamento imponderável destas ocorrências. Para 2013, a Petrobras continua trabalhando para evitar a ocorrência de vazamentos e para atingir resultados ainda melhores.

Na última década, a Companhia adotou um conjunto de iniciativas que passaram por identificação e eliminação de riscos operacionais em todas as instalações. Em 2012, a Petrobras criou um grupo de trabalho para identificar as melhores práticas para cumprir esse objetivo. O Plano Vazamento Zero, como é chamado, está sendo implementado nas áreas de negócio e em empresas subsidiárias, mostrando bons resultados nos últimos meses de 2012.

Em 2012, os dispêndios da Petrobras (investimentos + gastos operacionais) foram de cerca de R$ 5,1 bilhões, em operações e projetos de investimento ligados à gestão integrada de segurança, meio ambiente e saúde.

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Gasto com pessoal: respostas à Folha de S. Paulo

Leia a matéria “Companhia aumenta gasto com pessoal, apesar de queda no lucro” (parte 1 e parte 2 online), publicada nesta quarta-feira (06/03) pelo jornal Folha de S. Paulo. Confira, abaixo, as respostas enviadas pela Companhia ao veículo:

Pergunta: O aumento dos custos com pessoal não é contraditório com o discurso da companhia de cortar custos e despesas operacionais?

Resposta: É importante esclarecer que o corte de custos anunciado pela Companhia está atrelado ao Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop), cujas metas foram divulgadas em dezembro de 2012 pela presidente Maria das Graças Silva Foster. A implementação do Procop teve início em janeiro deste ano. Conforme esclarecido pela presidente, o Procop não abrange, neste momento, os macroprocessos de gestão, entre eles o de gestão de pessoas.

Pergunta: Pelos dados do balanço, o custo de pessoal passou R$ 12,9 bilhões em 2008 para R$ 21,6 bilhões em 2012. O que explica um aumento tão grande nesse período?

Resposta: O aumento do custo de pessoal se dá em função de crescimento de aproximadamente 14% do efetivo da Companhia nesse período, da política de reajustes salariais com ganhos reais, do aumento de custos referentes a benefícios (educacionais, plano de saúde, previdência complementar, etc) e da progressão na carreira, entre outros fatores.

Em função do necessário aumento e recomposição de efetivo da Companhia para suportar os investimentos previstos no Plano de Negócios 2012-2016, bem como da necessidade de reter e atrair profissionais num cenário aquecido de disputa por mão de obra no setor de óleo, gás, energia e biocombustíveis, houve o aumento dos custos de pessoal. Ressalta-se ainda que, no quinquênio 2008-2012, os investimentos da companhia alcançaram R$ 357 bilhões. A execução desses investimentos só foi possível graças à recomposição de pessoal a partir de 2001.

Pergunta: Entre as explicações citadas no balanço para o custo maior com pessoal em 2012, está o “crescimento da folha de pagamento em virtude de anuênios e progressão de carreira”. Em linhas gerais, o que significam? O que são “anuênios”? Esses programas visam reter mão de obra?

Resposta: Os anuênios correspondem ao Adicional por Tempo de Serviço e representam um percentual sobre o salário básico, negociado em Acordo Coletivo de Trabalho com os entidades sindicais. Esse percentual evolui ano a ano e é de 1% no primeiro ano completado como empregado da empresa e vai até o limite de 45% sobre o salário básico a partir dos 30 anos de companhia.

Para proporcionar a evolução do empregado na carreira, a Petrobras realiza anualmente o processo de Avanço de Nível e Promoção (reconhecimento por mérito). A principal referência para a concessão de aumentos por mérito é o processo de gerenciamento de desempenho, em que todos os empregados são avaliados de acordo com o cumprimento de suas metas vinculadas ao Plano de Negócios da companhia, assim como suas competências individuais.

Ambos os processos, atrelados a outras práticas remuneratórias da empresa, fazem parte das ações de atração e retenção de empregados.

Pergunta: O aquecimento do setor de petróleo e infraestrutura faz a Petrobras “perder talentos”, o que a obrigou a melhorar benefícios e seu programa de progressão de carreira?

Resposta: Em um cenário de alta competitividade por mão de obra no setor de óleo, gás, energia e biocombustíveis, uma das iniciativas da Companhia foi a implantação do Programa de Aceleração da Categoria Júnior a partir de 2011. O objetivo é alinhar a carreira de Junior, ou seja, os novos empregados da companhia, às práticas de mercado, com encurtamento do tempo nessa categoria e elevar a remuneração inicial para os empregados recém-admitidos. Com o programa, a Petrobras aumenta a atratividade de novos talentos e retém esses novos profissionais na empresa. O programa é avaliado anualmente pela direção da empresa.

O programa, juntamente com outras práticas remuneratórias da companhia, visam a valorizar os empregados, tornando a empresa cada vez mais atrativa para novos profissionais, além de reter a força de trabalho, que possui alta capacidade técnica, como exige a indústria de óleo, gás, energia e biocombustíveis.

Pergunta: Entre os motivos citados no balanço, o que pesou mais no aumento do custo de pessoal: o reajuste, a expansão do efetivo ou o crescimento da folha de pagamento por virtude de anuênios e progressão de carreira? Essas mesmas explicações se aplicam ao período 2008-2012?

Resposta: O aumento no custo de pessoal é decorrente da combinação desses diversos fatores, conforme explicitado na questão 2.

Pergunta: Quais foram os percentuais de reajuste salarial concedidos de 2008 a 2012?

Resposta:

Pergunta: Há previsão de aumento de contratações de empregados nos próximos anos? Quais são as estimativas?

Resposta: A Petrobras, periodicamente, revisa seus efetivos de pessoal de acordo com o Plano de Negócios da Companhia. A empresa encontra-se nesse momento avaliando suas necessidade de pessoal, razão pela qual não há como informar previsões de contratação para os anos seguintes. No curto prazo, a previsão é admitir 1.474 novos empregados até junho de 2013.

Pergunta: Em 2008, a Petrobras tinha 74 mil empregados. O número passou para 85 mil. Em quais áreas ocorrerem a maior parte das contratações? O que norteou a abertura de vagas?

Resposta: No período de 2008 a 2012, a evolução do quadro de profissionais do Sistema Petrobras ocorreu de forma mais intensa nas áreas de Exploração, Produção e Engenharia. A abertura de vagas foi norteada pela sinalização da forte expansão definida pelas metas estratégicas para os segmentos de negócio de óleo e gás, no referido período.

Respostas para perguntas adicionais encaminhadas ao jornal em 27/02:

Pergunta: Os reajustes salariais e a crescimento de 18,8% da folha de 2001 área 2012 são nominais? Ou seja, não consideram a evolução da inflação?

Resposta: Todos os percentuais de reajustes informados na tabela abaixo já consideram a inflação de cada período.

Pergunta: Numa das respostas, vocês dizem que uma das “iniciativas da companhia foi a implantação do Programa de Aceleração da Categoria Júnior a partir de 2011. O objetivo é alinhar a carreira de Junior, ou seja, os novos empregados da companhia, às práticas de mercado, com encurtamento do tempo nessa categoria e elevar a remuneração inicial para os empregados recém-admitidos”. Indago: 1) Qual é a remuneração inicial média, em quanto ela foi elevada (pode ser a média para nível superior) e em quanto tempo foi encurtado o tempo na categoria júnior?

Resposta: A remuneração mínima inicial, por exemplo, para um cargo de nível superior em regime administrativo é de R$ 7.014,31. O processo de aceleração da categoria júnior representa posicionar o empregado recém-admitido diretamente no terceiro nível do cargo.

Pergunta: Em outra resposta, vocês falam da recomposição de pessoal desde 2001. Vocês podem, por favor, me passar o número de empregados de todo o sistema Petrobras de 2001 a 2007 (de 2008 a 2012 já consta nos dados do balanço)?

Resposta:

Pergunta: Outra dúvida: os anuênios são atrelados à metas de desempenho?

Resposta: Os anuênios são atrelados ao tempo de serviço na Companhia e não a metas por desempenho. O processo anual que considera desempenho e cumprimento de metas é o Avanço de Nível e Promoção.

Resposta adicional encaminhada ao jornal em 28/02:

Pergunta: Em quanto tempo o profissional júnior avança ao terceiro nível e qual é o salário dessa faixa? O que é levado em conta para a promoção? Há avaliação de desempenho?

Resposta: Conforme dito anteriormente, o processo de aceleração da categoria júnior representa posicionar o empregado recém-admitido diretamente no terceiro nível do cargo de forma automática. Não há avaliação de desempenho neste caso. O objetivo é a retenção dos novos empregados na Companhia. Quanto à remuneração, a Petrobras apenas divulga a remuneração mínima inicial presente nos editais dos processos seletivos públicos.

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Conteúdo local em plataformas: respostas ao Estadão

Leia a matéria “Petrobrás vai à China para evitar atraso na produção. Fornecedor local reclama” (versão online), publicada nesta segunda-feira (25/02) no jornal O Estado de S.Paulo, e as respostas enviadas ao veículo.

Pergunta: Temos informação de que, das quatro plataformas destinadas à área da cessão onerosa (P-74, P-75, P-76 e P-77), três foram/serão enviadas à China (estaleiro Cosco) para reforma. A conversão inicialmente seria feita no Inhaúma e apenas a P-74 continua o trabalho no Rio.

Qual parte será feita na China e qual parte será feita aqui? Por que as FPSOs foram enviadas ao Cosco? Para não descumprir prazos? Por que a conversão não será feita integralmente no Inhaúma? Haverá descumprimento das regras de conteúdo local? Se não, como?

Resposta: Não haverá descumprimento das regras ou dos percentuais de conteúdo local. A estratégia para cumprimento do contrato, que cabe à contratada, considera todos os requisitos contratuais. No caso dos requisitos relativos ao conteúdo local, a estratégia atual atende integralmente aos compromissos contratados.

A alteração de estratégia foi definida em função do andamento das obras de reforma do cais, em curso no Estaleiro Inhaúma. Os navios P-75, P-76 e P-77 foram entregues à Petrobras na Ásia (Malásia). A P-75 e a P-77 foram enviadas ao Estaleiro Cosco, em Dalian, na China, para execução de uma parte dos serviços iniciais de conversão. A P-76 está atualmente executando serviços de limpeza na Indonésia e, posteriormente, seguirá para Dalian, para o mesmo tipo de trabalho. A conclusão desses serviços iniciais e a conversão propriamente dita, incluindo as novas estruturas da P-75, P-76 e P-77, serão executados no Inhaúma. No caso da P-74, todos os serviços da etapa de conversão estão sendo realizados no Estaleiro Inhaúma (RJ).

Pergunta: Dos oito navios replicantes encomendados, dois terão parte feita na China, acredito que também no Cosco, sendo apenas montados posteriormente no Brasil.

Mesmas perguntas, por quê? Qual parte será feita na China e qual parte será feita aqui? Por que as plataformas foram enviadas ao Cosco? Para não descumprir prazos? Haverá descumprimento das regras de conteúdo local? Se não, como?

- O número de navios enviados pode ser ampliado para quatro? Por quê?

Resposta: Não haverá descumprimento das regras ou dos percentuais de conteúdo local. A estratégia para cumprimento do contrato, que cabe à contratada, considera todos os requisitos contratuais. No caso dos requisitos relativos ao conteúdo local, a estratégia atual atende integralmente aos compromissos contratados. Apenas partes isoladas da estrutura estão sendo fabricadas nos estaleiros Cosco.

A alteração de estratégia foi definida em função de estudos de otimização da disponibilidade do dique seco do Polo Naval do Rio Grande. Algumas seções estruturais do casco serão feitas na China e virão para o Brasil já conectadas, de forma a sincronizar a saída do casco da P-66 do dique com a conexão final das seções do casco da P-67, em uma única operação de enchimento, saída, reposicionamento e esvaziamento do dique.

A atuação da Cosco no suporte técnico à Ecovix é importante pela otimização da produtividade dos processos construtivos, incluindo treinamento na China, mas não inclui outros trabalhos dos replicantes além do mencionado. Não haverá descumprimento das regras ou dos percentuais de conteúdo local. A estratégia adotada atende integralmente aos compromissos contratados.

Pergunta: A Petrobras teria desistido de construir outros cinco FPSOs para a área da cessão onerosa, tendo decidido afretá-las. Por quê?

Resposta: A Petrobras mantém inalterados os seus planos relativos ao desenvolvimento da área da cessão onerosa, conforme previstos no Plano de Negócios e Gestão 2012-2016.

Pergunta: Das cinco FPSOs adicionais (P-78-79-80-81-82) que a Petrobras decidiu afretar, em vez de construir, duas estão em negociação com a SBM (Mônaco) e Modec (Japão), com zero de conteúdo local.

Resposta: A Petrobras não decidiu afretar os FPSOs para utilização na cessão onerosa. A Petrobras não está negociando afretamento de FPSOs com conteúdo local zero. Desde 2010 a Petrobras vem praticando exigência de conteúdo local, mesmo para FPSOs afretados.

Pergunta: O custo da Petrobras para o arrendamento do Inhaúma passa de R$ 5 milhões por mês.

Resposta: Este valor não está correto.

Pergunta: O diretor Formigli esteve dia 30 no Cosco para receber a P-76 e acertar os detalhes dos serviços também para as P-75 e P-77, que já estão no estaleiro. Estão sendo trocadas as chapas dos cascos da 75 e da 77, além da construção dos módulos de acomodação e serviço de limpeza.

Resposta: Quem esteve no Cosco em janeiro foi o diretor de Engenharia, Tecnologia e Materiais, José Antonio de Figueiredo. O restante foi respondido acima.

Pergunta: A troca de chapa, um processo complexo, não faz parte da conversão que seria feita no Inhaúma? Como a Petrobras garantirá o cumprimento dos 70% de conteúdo local?

Resposta: A troca de chapas não é um processo complexo, é um processo trabalhoso, mas de baixo valor agregado. O fato de ser feita, total ou parcialmente, no exterior, tem pouco impacto sobre o conteúdo local, que é muito mais influenciado pela construção dos módulos e equipamentos para o processamento do petróleo. Não haverá descumprimento das regras ou dos percentuais de conteúdo local. A estratégia adotada atende integralmente aos compromissos contratados.

A questão sobre a troca de chapa fazer ou não parte da conversão que seria feita no Inhaúma também está respondida.

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