Entrevista de José Sergio Gabrielli ao Estadão

22 de outubro de 2010 / 10:25 Entrevistas Enviar por e-mail Enviar por e-mail Imprimir

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Leia a entrevista com o presidente José Sergio Gabrielli publicada pelo jornal O Estado de São Paulo nesta sexta-feira (22/10): “Pode ser político, mas não é eleitoral”. Confira abaixo a íntegra da entrevista realizada em 20/10.

Pergunta: Nós temos algumas dúvidas, em relação ao poço de Tupi. Vai começar o teste piloto ou a fase comercial?

Resposta: Temos um teste de longa duração que começou no dia 1º de maio de 2009 e termina agora. Esse poço, que estava no teste de longa duração, passará a ser o primeiro do piloto de Tupi no final do mês, antes do dia 30, e usará o FPSO que esta lá desde o dia 22 de setembro. Não posso dar a data certa agora porque depende das condições de mar.

Pergunta: O piloto faz parte do teste de avaliação para comercialidade?

Resposta: A declaração de comercialidade de Tupi não ocorreu ainda. Isto porque não começaremos a produzir gás agora o que depende da conclusão de um túnel no Gasoduto Caraguatatuba – Taubaté, na Serra do Mar. É um túnel horizontal de cinco quilômetros que deve ser concluído até janeiro. Somente quando o túnel estiver pronto nós conectaremos a plataforma de Mexilhão à unidade de tratamento de Caraguatatuba na costa. E através do túnel o gás seguirá até Taubaté e entra na rede nacional de gás. Depois disso pode-se declarar comercialidade.

Pergunta: Mas o contrato não prevê que seja até o dia 31 de dezembro, a declaração de comercialidade?

Resposta: Exatamente. Nós daremos essa declaração assim que tivermos a visualização precisa da data do início da operação de produção e escoamento de gás. E isso só está dependendo da conclusão do túnel, que é um desafio. Fizemos uma visita ontem, é um túnel gigantesco de cinco metros de altura, perfurado por um tatuzão, que é broca redonda perfurando e triturando a rocha.

Pergunta: Quer dizer que vocês já vão apropriar a reserva de Tupi?

Resposta: Toda a parte não, porque o conceito técnico de reserva é a área de drenagem possível para cada poço.

Pergunta: Então não saberemos o volume de Tupi este ano?

Resposta: Não.

Pergunta: Vocês informarão só o volume desse poço ou a reserva?

Resposta: Não há nenhuma reserva até agora. Reserva provada é o que pode ser recuperado da jazida. A reserva é um conceito técnico. Nós estamos sempre dizendo que temos, em Tupi, de cinco a oito bilhões de barris de óleo recuperável. Nunca falamos em reserva. A reserva só ocorre depois da declaração de comercialidade. E a declaração de comercialidade obedece a regras técnica.

Pergunta: Então o que saberemos de Tupi esse ano?

Resposta: Teremos um sistema comercial para produzir 100 mil barris por dia.

Pergunta: Mas qual será a estimativa mais precisa? O quanto você imagina? Nós só saberemos a estimativa de reserva do campo dentro de 10 meses ou um ano?

Resposta: Nós trabalhamos com reserva provada, o que significa que há condições comerciais e instalações de produção para isso.

Pergunta: E quantas unidades de produção haverá?

Resposta: Bem, se há uma média de 100 mil barris por unidade, precisa-se de uma média de 50 a 80 unidades de produção, em uma conta linear, uma conta que não é técnica.

Pergunta: Isto é parte do programa de desenvolvimento?

Resposta: O que nós não sabemos sobre o pré-sal? Nós não temos dúvidas sobre a tecnologia flutuante. Não há nenhuma dúvida sobre como desenhar o sistema flutuante nem sobre os sistemas de conexão da superfície com o fundo do mar. Podemos melhorar e diminuir peso dos equipamentos. São melhorias, mas não grandes desafios. Nós não temos nenhuma dúvida sobre a boca do poço, condições de segurança, controles, etc. Nós não temos dúvida sobre a perfuração. Nós perfuramos 18 poços só na Bacia de Santos. A arquitetura do poço não é problema. O que é que nós não sabemos? Nós não sabemos como o reservatório se comportará durante a produção. O reservatório carbonático do pré-sal não é o reservatório que nós estamos acostumados a trabalhar. É um reservatório sobre o qual não sabemos qual é a dinâmica dos fluidos. Como é que esse reservatório se comportará em relação a isso. Quando a produção for liberada, qual será a produtividade do poço. E só se pode saber isso com o teste de longa duração. Nós temos previsto para a área de pré-sal 13 testes de longa duração. Tudo na área do pré-sal, incluindo Tupi, Guará, Iracema e outros. Nós temos dois FPSOs móveis que estão dedicados a testes de longa duração. O FPSO cidade de São Vicente e outro que está chegando agora e vai para Guará.

Pergunta: Todos duram 1,5 anos?

Resposta: Geralmente dura de 10 a 15 meses? E o que iremos testar? Nesse teste, testaremos os elementos petrográficos e petrofísicos fundamentais. Mas há algo que não se pode testar com um teste de longa duração, que é a alternância entre a injeção de água, a injeção de gás carbônico e a injeção de gás natural. Isso só se consegue com uma produção de mais longa duração. O piloto tem, entre outras, esta função.

Pergunta: E quanto tempo dura um piloto?

Resposta: Um piloto durará até que ele se torne um sistema definitivo. O piloto em inglês chama-se early production system, ou produção antecipada. Qual é a grande informação que o piloto dará? Se nós alternarmos a injeção de água com a injeção de gás, ou alternarmos a injeção de água com o gás carbônico, poderemos saber qual será nossa produtividade e qual será o fator de recuperação que nós podemos considerar viável. O fator de recuperação é o elemento fundamental para se fazer o desenvolvimento da produção. O fator de recuperação é o percentual que se pode produzir de um reservatório.

Pergunta: Traduzindo, isso é a pressão, a vazão?

Resposta:A pressão, a vazão e como é a produtividade dos poços. Então isso será obtido ao testarmos com uma produção maior e com a injeção alternativamente de água e de gás carbônico. Nós já sabemos que a razão gás-óleo na Bacia do pré-sal é maior do que a razão gás-óleo em outros lugares. Mas não sabemos ainda qual é a disponibilidade de gás que temos na área. A alternação da injeção de gás, água e gás carbônico vai mostrar qual será a eficiência maior. Podemos usar mais gás carbônico e menos gás natural e, portanto, ter mais disponibilidade de gás natural para colocar no mercado. O gás carbônico certamente não ventilaremos, ou usaremos na injeção para produzir ou o recuperaremos para injetá-lo em seqüestro. Então, a proporção de gás que nós teremos disponibilizado dependerá da eficiência do teste piloto. É uma informação extremamente válida e importante para nós.

Pergunta: E isso influi no volume de reserva recuperada.

Resposta: Sim. Porque na medida em que o fator de recuperação aumenta aumentará a reserva recuperável. Nós estamos com 25% de fator de recuperação neste momento e esse é um índice conservador. Certamente poderemos crescer o índice, porque o petróleo está lá.

Pergunta: O que vocês apropriarem até o final do ano será um volume significativo? Ele terá algum impacto na Petrobrás?

Resposta: Isso será divulgado no dia 31 de dezembro.

Pergunta: Mas há algum impacto na reserva, no volume total da reserva da Petrobrás?

Resposta: Isso será anunciado no dia 31 de dezembro.

Resposta: Eu só posso falar isso no dia 31 de dezembro. A legislação e as regras contábeis sobre reservas são muito rígidas para a indústria de petróleo. Os conceitos para apropriação de reservas não são econômicos, são geológicos. Ou seja: o fator de recuperação é fortemente geológico, mas as reservas são essencialmente econômicas. Resumindo, as reservas são de óleo recuperável e comercialmente viável. Então até 2008, o critério SEC de reserva era o preço de petróleo do dia 31 de dezembro, que determinava. A partir de 2009, a SEC faz a média do preço do petróleo do ano, mas só se pode saber isso no final do ano. Então o preço da reserva do petróleo pode mudar para mais ou para menos.

Pergunta: Normalmente, o fator de recuperação fica em que percentual.

Resposta: Nessa indústria, é água gelada em um pé e água fervente no outro. O pré-sal é tão diverso, que não dá para ter uma média.

Pergunta: Mas eu não me referia ao pré-sal.

Resposta: Para a média global da indústria, um fator de recuperação de 25% é um fator de recuperação médio, eu diria.

Pergunta: E aqui na Bacia de Campos?

Resposta: Na Bacia de Campos, por exemplo, Marlim começou com 20% a 25% e hoje tem 54%. O processo de produção também aumenta o conhecimento sobre o fator de recuperação.

Resposta: Sim, pode ser maior. O volume in place continuará o mesmo.

Pergunta: O que muda é o quanto se pode tirar do óleo in place.

Resposta: Exatamente. Quando eu digo que é de cinco a oito, o óleo in place é quatro ou cinco vezes maior do que isso.

Pergunta: O in place chega a 25 bilhões de barris no mínimo, fazendo as contas.

Resposta: Como o óleo recuperável é 25% do óleo total, cinco bilhões de óleo recuperável seriam 20 bilhões in place e oito bilhões recuperáveis seriam 32 bilhões in place É óleo in place, que não é reserva, nem é óleo recuperável. É o que a natureza criou.

Pergunta: Pode-se dizer que é a jazida.

Resposta: Sim, é o reservatório. Geralmente na indústria o fator de recuperação médio gera é em torno de 20%, ou seja, 80% do petróleo fica no reservatório. Não é economicamente viável extraí-lo. Precisa-se aumentar muita coisa, aumentar a pressão e o custo para retirar é muito alto, então não se justifica. Por isso é que a reserva é um conceito econômico.

Pergunta: Então os campos maduros, como vocês os chamam, que já estão em fase de declínio, ainda têm muito petróleo.

Resposta: Sim, eles têm muito petróleo.

Pergunta: Quando vocês dizem que estão sendo conservadores é porque lá vocês teriam um fator de recuperação muito maior?

Resposta: O que acontece é o seguinte: o geólogo e o exploracionista têm uma visão muito grande da possibilidade. Quando vamos para o pessoal do reservatório, eles têm que definir um programa de desenvolvimento mais preciso e, geralmente, tendem a serem mais conservadores. Quando vamos para o economista, que precisa viabilizar o pagamento, fica menor ainda. Não é apenas na Petrobrás, é no mundo inteiro.

Pergunta: Tupi continuará como Tupi até o final do ano, ou será um campo e mudará de nome?

Resposta: Terá que mudar de nome.

Pergunta: Esse ano ainda?

Resposta: Assim que for declarado a comercialidade, mudará de nome e será um campo.

Pergunta: E há possibilidade da declaração de comercialidade ser feita na cerimônia de início do piloto?

Resposta: Não, porque não temos como produzir gás agora. Só teríamos como sair com gás quando o gasoduto estiver pronto.

Pergunta: E qual será o nome de Tupi?

Resposta: Será um animal do mar.

Pergunta: Terei que fazer outra pergunta para você. Será um peixe, um molusco?

Pergunta: O presidente irá à inauguração do piloto?

Resposta: O presidente deve ir.

Pergunta: Não seria mais prudente passar isso para depois da eleição?

Resposta: O FPSO está na locação desde 22 de setembro. Ele nos custa $370 mil por dia. Quanto mais atrasar a produção, mais custo nós teremos. E você está me pedindo que eu tome uma decisão por razões eleitorais?

Pergunta: Não seria nada novo! Mas então isso dá margem a alguns tipos de exploração?

Resposta: Se vocês lembrarem, nós anunciamos que Tupi teria o piloto entre outubro e novembro. Nós anunciamos isso há um ano, antes da eleição. Estamos cumprindo prazo. Vocês nos cobram cumprimento de prazo, vocês nos cobram produção, e quando nós tomamos uma decisão para cumprir prazo de produção, vocês nos cobram que nós não façamos isso na época da eleição. Isso é ilógico!

Pergunta: Mas talvez não fosse melhor se você direcionar a agenda para evitar esse tipo situação.

Resposta: Mas a nossa agenda é técnica. O mundo continua existindo, independente das eleições.

Pergunta: Você acha natural que a Petrobrás termine por ser usada como um instrumento eleitoral?

Resposta: Eu não acho que ela está sendo usada. Eu acho que para o país, para a discussão do futuro do país, porque a eleição é uma escolha sobre o futuro do país, não há como não se posicionar sobre a Petrobrás e sobre o petróleo. O país tem a maior reserva descoberta, o maior volume de petróleo descoberto dos últimos tempos. Tem a maior perspectiva de crescer, tem a maior empresa do mundo na produção de petróleo em águas profundas, é o país que tem maior perspectiva de adicionar novas produções nos próximos anos. Temos, também, um projeto de lei em discussão no Congresso Nacional que envolve a redefinição do marco regulatório para fazer isso. Temos a possibilidade de capturar para o país, e não para as empresas, parte significativa da renda petrolífera futura. Temos a possibilidade de alocar isso para fazer mudanças estruturais em longo prazo para o país. Como é que um processo eleitoral passará ao largo da discussão disso? Não pode! Este é um elemento central para o crescimento da energia brasileira e da mudança do país no futuro. A discussão deveria ser muito maior.

Pergunta: Mas está partindo dos candidatos, e não da empresa.

Resposta: Não, a empresa está afirmando o que ela está vendo para o futuro. Analisando o passado e vendo o que ela irá fazer no futuro. A proposta está em discussão no Congresso Nacional, e não é dos candidatos, é do Congresso. E já foi aprovada pela Câmara dos Deputados e pelo Senado e voltou para a Câmara. Está lá um projeto de lei que diz que a Petrobrás é operadora única. Como é que essa empresa não vai se posicionar? Ela precisa se posicionar! E isso não é eleitoral. Pode ser político, mas não eleitoral. Como é que essa empresa, que será operadora única pode ser enfraquecida, pode ser esquartejada? Essa empresa precisa ser fortalecida, senão ela não cumprirá a função que o estado brasileiro está dando a ela. Isso não é eleitoral. Quem chamou de eleitoral, foram os editores dos jornais. Eu não tenho culpa se eles pensam assim. É legítimo que eles pensem assim. O ex-presidente Fernando Henrique Cardoso disse que não sabia o quem eu era. E eu não acho que ele deve saber, porque ele não acompanha o setor petróleo. Ele disse depois que era uma decisão eleitoreira. Eu queria que ele discutisse o mérito das minhas afirmações.

Pergunta: Mas falando economicamente, em matéria de negócios para a empresa, isso é perigoso?

Resposta: A empresa foi escolhida pelo Reputation Institute pela quarta vez consecutiva a empresa de petróleo mais respeitada no mundo. As ações da Petrobrás foram lançadas e a operação de capitalização concluída no dia 23 de setembro. Houve uma demanda muito grande dos acionistas fora do governo, tanto é que eles receberam metade do que pediram. Portanto, objetivamente a ação dos acionistas foi positiva em relação à Petrobrás. As ações, depois do lançamento, se estabilizaram. Aconteceram dois momentos de queda, associados a uma mudança na legislação do IOF sobre investimento estrangeiro, que diferenciava o custo para o investidor em aplicações em renda fixa e renda variável.

Pergunta: E aquela história da revisão dos bancos.

Resposta: A revisão dos bancos é absolutamente normal. Quando se faz uma operação com US$70 bilhões investidos em capital, temos um volume muito maior de ações. A empresa saiu de $250 bilhões para aproximadamente $300 bilhões de valor. Portanto, tecnicamente, qualquer analista precisará ajustar suas previsões de preços. Se eles não fizessem isso seriam irresponsáveis.

Pergunta: Mas foram vários relatórios…

Resposta: Poucos relatórios reduziram a recomendação dos analistas. O que é a recomendação do analista? É a orientação que ele dá para seus clientes sobre a ação de comprar ou não comprar, olhando para 12 meses. E mais ainda. Ele não está avaliando gestão; ele está comparando o que espera para os próximos 12 meses sobre aquela ação com a média das outras ações. É uma comparação entre as médias. Objetivamente eles estão dizendo o seguinte: o meu preço alvo foi alterado, como estou super exposto nessa ação, eu recomendo neutralidade. Ou seja, eu estou dizendo que essa ação não irá superar a média do mercado. Foi isso que eles disseram.

Pergunta: Mas eles falaram em queda na rentabilidade.

Resposta: No curso prazo. No curto prazo eles não vêem a possibilidade de você ter a média de mercado. Se observarmos todos os analistas, eles mostram que, no longo prazo, eles próprios concordam que, em termos de crescimento, não há ninguém que irá bater a Petrobrás. Então o problema todo é como será o período do médio prazo. Esse período nós estamos anunciando, claramente, que é um período de investimento altíssimo. Só até 2014 serão US$224 bilhões. E provavelmente haverá mais. Sempre teremos projetos que se concluem e se tornam ativos operacionais e outros novos projetos que entram. Os valores sempre se alteram. No lançamento das capitalização, só o meu grupo visitou 380 investidores. Nossos quatro grupos visitaram 780 investidores. Não temos perspectivas de aumento de rentabilidade de curto prazo, mas sim de longo prazo. É inegável e ninguém contesta isso. A indústria do petróleo é do longo prazo, onde a média de tempo entre a descoberta e o primeiro óleo é de oito anos. Não se pode pensar em três ou quatro anos como investidor. É preciso pensar no longo prazo. Hoje, quem é que pode garantir uma proposta, com viabilidade identificada projeto a projeto, ano a ano, de dobrar a produção em 10 anos? Só a Petrobrás.

Pergunta: Nesse período então você tem claro o que seria o preço alvo.

Resposta: Claro. E provavelmente o preço alvo é menor do que era em 2007, sem dúvida. Isto porque temos mais ações em negociação.

Pergunta: Mas a queda das ações surpreendeu um pouco, logo depois da capitalização.

Resposta: Não houve queda depois. Olhe os dados. Nós tínhamos um período de silêncio de 30 dias. Antecipamos o fim do período de silêncio por que? Porque a estabilização das ações foi muito rápida. Depois do close do dia 23 de setembro vocês verão no gráfico que a queda grande ocorreu no dia seis e sete de outubro, e agora ontem. E o que aconteceu nos dias seis e sete de outubro e ontem? Mudança do IOF. Eu acho que foi a principal causa dos dias seis e sete. A de ontem teve outro componente, o petróleo caiu no mundo e houve também uma queda mundial das ações. Mas nos dias seis e sete, é absolutamente claro que houve um ajuste de portfólio de grandes investidores. Grandes investidores que tinham ações da Petrobrás, venderam e o volume de vendas foi o dobro da nossa média histórica. O volume de vendas foi muito alto porque com isso eles realizavam em reais e compravam o título tesouro. Em reais, sem pagar os 2% de IOF. Isso ocorreu nos dias seis e sete de outubro. No dia oito o governo fechou a porta. Estabilizou novamente.

Pergunta: Apareceram várias críticas de que vocês teriam sido imprudentes por ter encurtado o silêncio em função do período eleitoreiro.

Resposta: Nós antecipamos o período de silêncio por várias razões. Primeira porque nós tínhamos um volume de ações que estava alocado exatamente para a estabilização das ações pós-vendas. O volume era extremamente alto, se não me engano $13,5 bilhões de dólares, ou algo assim. Não me lembro do número exato agora, mas está no prospecto. Era o volume que os bancos tinham para poder comprar ações para estabilizar o preço no imediato pós-venda. O que aconteceu foi que nos primeiros três dias, quase não foi usado nada, porque não foi necessário. O mercado em si já era suficiente: a demanda estava insatisfeita, várias pessoas queriam comprar na época porque não tinham e precisavam comprar. Isto porque como foi um sucesso os índices referenciados por vários fundos cresceu, os investidores precisavam ajustar suas carteiras, precisavam comprar Petrobrás. Por várias razões técnicas, a demanda aumentou e isso estabilizou as ações. Até os dias seis e sete de outubro, quando houve a mudança do IOF e que então houve a queda de 5%. Foi o único dia, pontual, que aconteceu isso.

Pergunta: Então uma operação que terminaria no dia 30 de outubro terminou depois.

Resposta: Sim, sete ou oito dias antes. Porque não foi necessário. Do ponto de vista técnico, isso não foi necessário. Porque a resposta do mercado foi positiva.

Pergunta: Quais foram os fundos soberanos que mais compraram?

Pergunta: Surpreendentemente, foram poucos.

Pergunta: Mas de onde são eles?

Resposta: Eu não posso nem identificar, porque a demanda foi tão pouca. Eu diria a você que foi surpreendente.

Pergunta: Qual foi a maior demanda do estrangeiro?

Resposta: Só o varejão americano foi enorme. Foi enorme a demanda de investidores de varejo.

Pergunta: Não sei se você conseguirá me explicar uma coisa. Eu tenho a curiosidade de saber porque o governo entrou com fundo soberano aqui na Petrobrás para distribuir as ações do governo, quando poderia ter continuado somente com a União e com o BNDES. Porque entrou o fundo soberano e porque ele fica tão exposto em ações da Petrobrás?

Resposta: Eu não posso falar pelo fundo soberano. Primeiro porque ele deve estar considerando maior rentabilidade em longo prazo do que as outras aplicações. Eu imagino que o fundo soberano é gerido do ponto de vista de segurança e de rentabilidade adequados. Eu imagino que seja isso. A operação que foi realizada, nós fechamos a capitalização e simultaneamente o fim da capitalização no dia 23 de setembro. Pagamos R$74,5 bilhões ao Tesouro Nacional pelos cinco bilhões de barris.

Pergunta: Em títulos?

Resposta: O Tesouro Nacional, no entanto, não comprou 74 bilhões de ações da Petrobrás. O Tesouro Nacional comprou muito menos, eu não posso dizer quanto, mas foi muito menos porque a diferença foi comprada pelo BNDES e pelo fundo soberano. Consequentemente, o que houve foi, por razões internas do governo, um ajuste, como acontece em vários fundos. Há vários fundos de investidores que têm diversos veículos para atuar. É normal isso. Então o fundo soberano hoje tem ações da Petrobrás e virou um grande acionista da Petrobrás. Porque com isso o que acontece é que o Tesouro Nacional tem superávit primário, porque não precisou pagar. O governo tem recursos pagos pela Petrobrás que ele não precisou desembolsar. A Petrobrás pagou os R$74 bilhões. Por isso é irrelevante se é em dinheiro ou em título. Nós pagamos em título. O caixa da Petrobras é mantido em títulos. No dia a dia é irrelevante ser em título ou dinheiro.

Pergunta: Voltando para a cessão onerosa que você mencionou, vocês receberam barris de sete áreas diferentes. Em algumas dessas áreas o volume estimado pela ANP foi muito superior ao que foi dito. O que pode acontecer depois?

Resposta: O nosso programa exploratório mínimo – que está no contrato, eu sei que é um contrato chato de ler, são 73 páginas, mas está disponível, vocês podem lê-lo, tem em português e em inglês – onde nós precisamos perfurar um poço exploratório em cada uma dessas áreas. Nós temos que perfurar um poço de avaliação em Franco. Nós temos que realizar obrigatoriamente um teste de longa duração em Franco mais dois testes de longa duração contingentes e iniciar a produção de Franco em 2014. Se somarmos sete poços exploratórios, mais três testes de longa duração, mais um FPSO, e mais uma parcela dos FPSOs que deveram entrar em operação em 2015 e 2016, no período de 2010-2014 precisaremos investir, no mínimo, 10 bilhões de dólares. Com isso teremos sete poços perfurados e três testes de longa duração nas áreas da cessão onerosa. Com base nessas informações, mais os 13 testes de longa duração em áreas de concessão, teremos um volume de poços perfurados muito maior do que os atuais 18 já concluídos na Bacia de Santos. Também começa agora o teste de longa duração de Guará e, em 2014, o de Iracema. Serão três pilotos em produção. Com isso, teremos um volume de informação sobre a área extremamente alto, que será incorporado na avaliação dos barris da cessão onerosa. Esse conjunto de informações teremos dados suficientes para pagar ao governo na reavaliação do valor em 2014. Com base em todo o conhecimento que obtivermos, de hoje até 2014, nós estaremos pagando ao governo o valor presente liquido dos barris naquele momento. E teremos, então, 36 anos de produção. Até o momento da exploração final, quando declararmos a comercialidade, todo o ganho que tivermos, vai ser pago ao governo. Todo o ganho que vier depois será nosso. Este ganho será obtido se conseguirmos mais produtividade do que o previsto e se o fator de recuperação for maior do que o inicial.

Pergunta: Tudo limitado a cinco bilhões de barris.

Resposta: Sim, tudo limitado a cinco bilhões de barris, porque nós não estamos comprando reservas.

Pergunta: Mas vocês continuarão operando?

Resposta: A lei terá de ser votação no congresso, qualquer que seja o vencedor das eleições. Se aprovada a lei, a Petrobrás será a operadora única dessas áreas. Porém, o petróleo será da União.

Pergunta: Sobre as áreas da Cessão Onerosa, Então é uma forma de incorporar todas essas áreas à Petrobrás.

Resposta: É claro que sim. Nós compramos, nós pagamos por isso.

Pergunta: Pagaram pelos cinco bilhões de barris.

Resposta: Isso, cinco bilhões, porque o restante não é nosso. Nós compramos cinco bilhões. Hoje temos 14 bilhões de reservas provadas no critério SPE e estamos anunciando que, nas áreas descobertas do pré-sal, já identificamos de 10 a 16 bilhões de óleo recuperável ou seja, 14 mais 10 são 24, 14 mais 16 são 30. Então temos de 24 a 30 bilhões de potenciais reservas. E adquirimos mais cinco bilhões. Então nós estamos dizendo que a Petrobrás nos próximos cinco anos pode ter de 30 a 35 bilhões de barris de reservas. Só que isso não é suficiente para quem diz que vai sair de uma produção de dois para quatro milhões de barris/dia. Se vamos sair de uma produção de dois bilhões para quatro bilhões, precisamos adicionar 25 bilhões de barris de reserva nesse período, para manter a mesma razão reserva/produção que temos hoje que é de 14 anos. Com a reserva que temos hoje, podermos produzir durante 14 anos sem novas descobertas. Mas precisamos adicionar, nesse período de 10 anos, 25 bilhões de barris às reserva. Hoje temos previsto de 10 a 15 bilhões potenciais e mais cinco da cessão onerosa, o que daria 21 bilhões de barris. Teremos, então, ainda que adicionar mais nove bilhões de barris. E adicionar reserva significa perfurar. Para perfurar, precisamos de sondas. Adicionar reserva significa adquirir plataformas e implantar sistemas de produção. Para isso vamos precisar de centenas de barcos de apoio. Estamos falando de dezenas de sistemas que exigem um investimento gigantesco.

Pergunta: Os 10 bilhões de dólares de investimento da cessão onerosa, já estão incluídos no circuito.

Resposta: Estão incluídos num período de cinco anos..

Pergunta: A idéia é você fazer um ajuste para incluir isso, ou empilhar?

Resposta: Vão ser as duas coisas, não vai ser só empilhado. Vai ter um pouco de empilhamento, mas não é só empilhamento. Vou dar um exemplo. Nós temos hoje 14 sondas operando em lâminas d’água de mais de 2.000 metros de profundidade. Além dessas 14, vamos receber mais 20 em 2011-2012. Teremos, então, 34 sondas operando em mais de 2000 metros de lâmina d’água, até 2012. Há dois anos nós tínhamos três. Estamos num processo licitatório para mais 28 sondas, que serão construídas no Brasil, com a primeira a ser entregue depois de 2014. Portanto temos 34 mais 28, ou seja 62 até 2020, E isso não é sonda alocada a um campo. Teremos uma flexibilidade enorme para a atividade exploratória. E a sonda que faz exploração também faz desenvolvimento. Não é o que aconteceu, por exemplo em 2004. 2003, 2004,2005 com a Petrobrás, quando utilizamos as sondas escassas que tínhamos mais para a exploração que para a produção. Por isso que nossa produção não foi maior em 2003, 2004 e 2005. Pensamos a longo prazo por isso utilizamos sondas na exploração.

Pergunta: Você está querendo dizer o que então, que isso seria custo compartilhado?

Resposta: Não é custo compartilhado. Essas sondas são contratadas da Petrobrás.

Pergunta: Por que isso não empilha então? Por que essa contratação?

Resposta: Porque você pode alocá-las em diferentes momentos, para diferentes operações. O contrato é longo. Dá para fazer um contrato de longo prazo, sete, oito anos, de cada sonda. E o contrato não é vinculado a um determinado campo. É um contrato para a Petrobrás. Ela pode usar a sonda na Bacia de Pelotas, pode usar na Bacia de Jequitinhonha, na Bacia de Campos, na Bacia de Santos, na Bacia da Foz do Amazonas, na de Sergipe/Alagoas, pode usar em qualquer lugar.

Pergunta: Vocês vinham falando bastante da questão de gargalo de recursos humanos, e até de recursos materiais, no caso de sondas e outras coisas. Com cinco bilhões de barris a mais num curto espaço de tempo, imagino…

Resposta: Aumenta o desafio, sem dúvida nenhuma.

Pergunta: Qual vai ser o cenário em 2014, daqui a quatro anos?

Resposta: Em 2014 nós estaremos produzindo 234 mil barris por dia do pré-sal e nossa produção total será de 2 milhões e 900 mil de petróleo, somente no Brasil.

Pergunta: E esses 234 mil barris/dia do pré-sal virão de quantos poços?

Resposta: Diversos poços.

Pergunta: Quantas unidades?

Resposta: Virão de Tupi, virão de Iracema, de Guará, de Jubarte e outras áreas. E vamos continuar investindo, nesse período, na atividade de exploração. No pré-sal vamos investir 33 bilhões de dólares e no pós-sal serão 75 bilhões de dólares. Em 2020, 10 anos à frente, estaremos produzindo 3,9 milhões de barris, dos quais 1,078 milhão serão do pré-sal. Portanto, nós teremos 25% da produção, em 10 anos, vindo do pré-sal. Agora, a nossa operação é mais que isso, porque esse 1,078 serão de produção da Petrobrás. Se nós somarmos a produção dos sócios, nós vamos operar 1,8 milhões.

Pergunta: Isso contanto com o que já foi descoberto?

Resposta: Não tem cessão onerosa, nem tem as novas áreas de partilha.

Pergunta: Sem a cessão onerosa.

Resposta: Sem a cessão onerosa e sem a partilha.

Pergunta: A Partilha que não foi aprovada ainda, não é?

Resposta: Não foi aprovada ainda. Mas é interessante ver isso. Tem muita gente dizendo que a Petrobras de hoje é resultado das descobertas depois da abertura do setor.Você sabe quantos por cento da produção da Petrobrás hoje é resultado das descobertas depois que mudou a lei Sabe quantos por cento da produção de hoje veio de áreas novas? Um por cento. Hoje, 99% da produção da Petrobrás de vem de descobertas da época do monopólio. Isso não quer dizer que o monopólio era mais eficiente, não é isso que eu estou dizendo. Se a Petrobrás não tivesse mudado a política de ficar caladinha para deixar os outros entrarem, ela estaria morta hoje, por inanição.

Pergunta: Essa política, então, de aumentar a participação estatal, mantendo o governo, é uma política que ainda vai ter mais verba de participação da União?

Resposta: Vai ter perspectiva de crescer mais ainda. A Petrobrás, pela partilha, vai aumentar a sua posição no mercado do petróleo. Sem dúvida, ela será a cooperadora única com, no mínimo,30% das novas áreas.

Pergunta: Agora, vocês trabalham com dois cenários? A partilha não foi aprovada ainda. Mas é uma coisa básica, a aprovação do sistema de partilha é o básico para se poder levar adiante esse planejamento novo no pré-sal. Mas não está aprovado. Até agora, nada.

Resposta: Foi aprovada a cessão onerosa e a capitalização da Petrobrás.

Pergunta: Eu estou dizendo a partilha.

Resposta: A Câmara já aprovou, o Senado já aprovou e está agora de volta à Câmara.

Pergunta: O que eu estou dizendo, é o seguinte: numa eventual mudança de governo isso pode ser mudado?

Resposta: Depende do Congresso. Qual é a composição do Congresso?

Pergunta: é uma composição muito oportunista.

Resposta: Depende do Congresso, você não pode falar em nome do Congresso. Eu não posso falar em nome do Congresso.

Pergunta: É como um biruta, esse Congresso vai para onde o vento soprar.

Resposta: O Congresso e o povo brasileiro que escolhe.

Pergunta: Mas vocês trabalham? Vocês têm um cenário para essa possibilidade?

Resposta: O nosso plano estratégico é baseado no que nós temos no nosso portfólio que são as áreas sob concessão e a cessão onerosa. Estamos terminando a análise da cessão onerosa para incorporar agora no nosso plano estratégico. A cessão onerosa foi adquirida agora, dia 23 de setembro. Não dá para cobrar de nós um plano de desenvolvimento ainda. Se sair a partilha, vamos estar preparados para trabalhar, dependendo da velocidade de colocação de novas áreas que o CNPE, de acordo com a lei, vai definir. De acordo com a lei, o CNPE vai ter, pelo menos, dois grandes critérios para levar em conta. De um lado a necessidade de monetização dos recursos disponíveis, e de outro a capacidade da indústria brasileira fornecedora do setor petróleo de crescer para que não seja estrangulada e o Brasil não corra um risco de doença holandesa. Então os dois elementos serão considerados no CNPE pela proposta de lei que está no Congresso. Então, de um lado a velocidade para monetizar os recursos e viabilizar mais recursos para o fundo social, por outro lado, temos de pensar que isso tem que ter uma velocidade que permita que a indústria naval, a mecânica pesada, a indústria de válvulas, equipamentos, rises, umbilicais, compressores, acompanhem.

Pergunta: Dá tempo de falar de câmbio? Como isso está impactando vocês, e também imagino que deva ser um problema para a política de conteúdo nacional.

Resposta: Não necessariamente. A Petrobrás é tão grande que o impacto do câmbio não é linear. Não dá para você admitir uma resposta linear sobre o câmbio. Por que? Nós somos o maior exportador do país. Como exportador, nós sofremos com a política de apreciação do câmbio. Mas também, somos o maior importador do país. Como importador, a apreciação do câmbio é positiva. Nós pagamos dividendo. Nós somos o maior pagador de dividendo para o exterior. Como pagador de dividendo, ter o câmbio apreciado, pagamos menos reais por dólar. Portanto, o nosso investidor recebe em dólar, porém nós desembolsamos menos reais. Por outro lado, nós também temos muitos ativos no exterior, que pagam dividendo para nós, e que tem valorização no exterior. E que leva, as vezes, a mudanças no regime contábil, o que nos força a ter um prejuízo contábil por desvalorização da nossos ativos no exterior. Consequentemente, o efeito líquido disso não é um efeito linear. Depende da velocidade da mudança do câmbio e do momento em que ela ocorre.

Pergunta: Agora, do ponto de vista da política de indústria nacional, vocês acabam pagando mais caro.

Resposta: Pagamos mais caro em dólar. Em real não tem porque alterar. Como são empresas do Brasil, nós pagamos em real.

Pergunta:Mas vocês poderiam comprar mais barato lá fora.

Resposta: O problema não é esse. Olha o que aconteceu em 2007. Em 2007 nós estávamos num desespero pela falta de sondas. Precisávamos retomar a produção. Já tínhamos muitas descobertas . As grandes descobertas do pré-sal já estavam ocorrendo, e precisávamos deslocar sondas para produção. E não tinha sonda. O custo de contratação foi para 700 mil dólares por dia e não se achava sonda. Nós fomos para os estaleiros, tentar contratar, achar uma janela para construir sonda. Não achávamos, porque estavam todos comprometidos com encomendas. Em 2007 nós dissemos: não dá para fazer isso, nós temos que crescer a capacidade de produção de sonda, e vamos bancar isso, porque é fundamental para o futuro. Vamos ser o maior demandador de sondas de águas profundas do mundo, disparada mente. Hoje a Petrobrás tem 45 sistemas de produção de água profunda, além de 300 metros. O segundo maior tem 15. Nós temos três vezes mais que o segundo maior. No futuro, vamos ter muito mais ainda.

Pergunta: O segundo maior é a Shell?

Resposta: O segundo maior é um grupo de três. Statoil, Shell e Esso. 15, 15 e 13. Os três juntos tem menos que nós: 43. A Petrobras é muito grande nesse setor. E vamos ser maiores ainda. A capacidade de produção do mundo nos interessa. Crescer a capacidade de produção nos interessa. Se vamos crescer, onde é melhor, no Brasil ou no exterior? É melhor crescer aqui. Não vamos crescer só aqui. Estamos nas melhores posições em águas profundas no Golfo do México. Se olharmos o chamado terciário inferior do Golfo do México, que é onde existem perspectivas de produção em águas ultraprofundas, a Petrobrás tem os melhores portfólios. Nós estamos bem posicionados na costa oeste da África. Em Angola, Namíbia, Nigéria, no sul de Portugal, no Mar Negro e na Bacia de Talara, na Colômbia. Estamos iniciando atividades no sul da Argentina. Em águas profundas, no mundo, nós somos o maior.

Pergunta: E a licitação de sondas?

Resposta: Está em andamento, dependendo de licença ambiental. Nós estamos pedindo licença ambiental.

Pergunta: Pedindo licença ambiental, como assim?

Resposta: O adiamento da licitação de sonda foi para 3 de novembro, para apresentação de licença ambiental.

Pergunta: Ninguém tinha?

Resposta: Não, alguns tinham, outros não tinham. Foi alterado o prazo para eles fornecerem.

Pergunta: Mudando um pouquinho. Reestruturação administrativa da Petrobrás depois de capitalização.

Resposta: Você ouviu falar, a sua fonte deu informação errada, mas tudo bem. Vou falar sobre isso.

Pergunta: Vamos falar sobre isso. Vocês já estão estudando isso há um tempo.

Resposta: Uma primeira mudança foi a transformação das unidades de negócio em unidades operacionais, UNs em UOs.

Pergunta: Esse UO é um nome horrível.

Resposta: Isso não é só um nome, é uma mudança muito importante. Ao fazer isso, nós retiramos a idéia de que a unidade tem que se estruturar inteiramente vertical. As nossas unidade têm que se concentrar na operação. A parte corporativa tem que ser corporativa e matricial. Isso fortalece o sistema e fortalece a unidade do sistema. Diferentemente do modelo anterior, que era um modelo vertical. Onde você tinha praticamente do presidente ao boy na unidade de negócio. Então, você tem hoje uma estrutura em que as funções corporativas são matriciais e a unidade de operação se dedica à operação, que é onde ela deve se dedicar. Essa foi uma primeira mudança importante. A segunda mudança importante, que nós já fizemos, é separar a operação do projeto. Nossos investimentos saíram de cinco bilhões de dólares em 2003 para 42 bilhões de dólares em 2010. Multiplicamos por mais de vezes oito o volume de investimentos. Não podemos exigir do nosso gerente da área operacional que, além de cuidar da operação, que já é enorme, ele cuide também dos novos projetos. Então estamos criando no E&P, no refino, e no gás e energia, nas nossas áreas de negócio, uma separação das gerências que cuidam da operação das gerências que cuidam dos novos projetos. Com isso queremos dar foco nos novos projetos, em prazos, custos, simplificação, repetitibilidade e escalabilidade. Queremos reduzir custos nos projetos, o que não é novo, pois já vínhamos praticando. Isso já está implementado.

Pergunta: Ao longo desse ano?

Resposta: Ao longo desses dois últimos anos. Além disso, nós vamos caminhar para essas mudanças permearem toda a estrutura. Estamos fortalecendo as forças corporativas, tanto dentro das áreas de negócio quanto ligadas à direção. Estamos mudando os processos, o encaminhamento interno e a tramitação interna do processo decisório. Com isso queremos permitir que cada nível da decisão da companhia foque naquilo que é mais relevante. Um nível vai ser fortemente operacional, outro vai ser mais de controle e outro nível vai ser mais de financiamento. Temos também outro nível que é mais estratégico, de tal maneira que, ao permear pela estrutura, o projeto seja analisado com diferentes óticas, até chegar à decisão final, pavimentado por esse processo interno. E, evidentemente, vamos caminhar para uma reestruturação da direção da companhia. A companhia cresceu muito, a estrutura da direção da companhia precisa se adaptar para ter capacidade de focar mais nas questões estratégicas, menos nas questões operacionais e focar mais na gestão dos negócios. E é isso que está sendo feito. Discussão de vice-presidência, que a fonte passou para você? Ela é talvez uma discussão de três anos atrás. Então sua fonte está atrasada, ou você usou a fonte de três anos atrás.

Pergunta: Mas de qualquer maneira, vai desafogar um pouco a presidência.

Resposta: A presidência, com certeza. A presidência está delegando parte das funções dela. Uma coisa importante: nós vamos caminhar agora, por exemplo, para a definição de um sistema, um conjunto de sistemas que permitam o acompanhamento de curto prazo da companhia. Como ela é uma companhia sempre e fortemente de longo prazo, os elementos e a estrutura de unidades de negócio acabam fortalecendo demasiadamente a análise de resultado. E a análise de resultado às vezes passa por cima do processo para chegar ao resultado. Nós estamos, agora, combinando análise de resultado, que é fundamental, com análise do processo, que é fortemente custo, e fortemente sistêmico. Então, essas mudanças estão ocorrendo.

Pergunta: Mas vai ter mudança na diretoria?

Resposta: Isso é outro problema, isso é resultado do processo que já está em andamento.

Pergunta: O gerente executivo ganhará mais poder de decisão com esse processo?

Resposta: Não é isso. Ele tem que se dedicar mais à operação. Em 2003, uma das mudanças que nós fizemos, se você pegar o plano estratégico anunciado no final de 2003, se não me engano, início de 2004 tem uma mudança sutil, que na época não foi percebida. No plano estratégico nós colocávamos o seguinte: os objetivos das unidades são subordinados aos objetivos da corporação. Isso foi uma mudança importante. Às vezes você tem a gestão de uma determinada unidade que pode ter um resultado que não seja o melhor para a unidade isolada, mas pode ser o melhor para o sistema. Então, nós colocamos em 2003, quando o José Eduardo Dutra, era o presidente. Naquela época colocamos no plano estratégico anunciado, que foi o primeiro que nós anunciamos, essa mudança, que é uma mudança muito importante no conceito exacerbado de unidade de negócio. E foi pouco percebida na época.

Pergunta: Você continua na Petrobrás no caso de vitória da Dilma?

Resposta: Isso não depende de mim, depende do Conselho de Administração da Petrobrás.

Pergunta: E o conselho, qual é a situação do Conselho?

Resposta: Não posso falar pelo Conselho. Depende, se for convidado, ficarei, não tem problema.

Pergunta: É a sua vontade?

Resposta: Eu não posso dizer isso. Eu sou demissível ad nutum.

Pergunta: Se dependesse da sua vontade, você continuaria?

Resposta: Não posso dizer isso, eu não vou dizer que eu quero. Não depende de mim, depende do Conselho de Administração.

Pergunta: Mas não vai ter muita mudança no caso de vitória da Dilma.

Resposta: Não sei, você que está dizendo.

Pergunta: Eu que estou perguntando.

Resposta: Eu não sei, não sei o que o novo presidente vai fazer, ou a nova presidente vai fazer.

Pergunta: PDVSA já aportou recursos para Refinaria Abreu e Lima?

Resposta: Não aportou nada até agora, mas está comprometida a aportar. Temos hoje um contrato com a PDVSA em que ela tem que aportar 40% de investimento e tem que assumir 40% da dívida. Até esse momento, é isso que está sendo colocado. Não há nenhum rompimento. Estamos esperando e contabilizando os custos.

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