Divulgado recentemente, o Plano prevê investimentos de US$ 224,7 bilhões (R$ 389 bilhões) e contempla um total de 688 projetos. Diante do cenário promissor de descobertas em águas profundas no Brasil, o Plano foi elaborado em um contexto de crescente demanda mundial por energia, notadamente pelo petróleo, e concentra aportes no segmento de Exploração e Produção que representam 57% do total.
Não haverá nova capitalização e os recursos adicionais necessários para o financiamento do Plano não contemplam emissão de ações – eles serão captados junto às diversas fontes de financiamento a que a Companhia tem acesso no Brasil e no exterior.
O Plano prevê também um crescimento vigoroso na demanda de derivados do mercado brasileiro. A expectativa é de intensificar as atividades no desenvolvimento da produção e duplicar as reservas provadas até 2020. O crescimento do pré-sal deve ser o principal vetor para o crescimento da empresa no futuro.
Até 23h59 do próximo domingo (07/08), os leitores podem enviar suas perguntas pela seção de comentários deste post. As dez melhores serão selecionadas e respondidas pelo presidente, em vídeo, posteriormente. Participe!
A Petrobras Distribuidora completa 40 anos em 2011. Para comemorar este marco, o Blog Fatos e Dados traz uma entrevista participativa com o presidente da subsidiária, José Lima de Andrade Neto.
Foram selecionadas as dez melhores perguntas enviadas pelos leitores do blog. A entrevista está dividida em blocos temáticos: o primeiro explica a influência da entressafra no preço dos combustíveis, o segundo mostra programas e iniciativas da Petrobras Distribuidora e traços da carreira do presidente e o último trata dos desafios e do futuro. Confira!
A partir desta terça (21/06) e até o próximo domingo (27/06), os leitores do Fatos e Dados terão a oportunidade de entrevistar o presidente da Petrobras Distribuidora, José Lima de Andrade Neto. As perguntas devem ser enviadas até as 23h59 de domingo, pela seção de comentários. As dez melhores serão selecionadas e respondidas pelo presidente. Participe!
Engenheiro Químico formado pela Universidade Federal de Sergipe (1976), especialista em Engenharia de Petróleo e Mestre em Engenharia de Petróleo pela Colorado School of Mines – EUA (1983), Lima exerce o cargo de Presidente da Petrobras Distribuidora desde 2009. O executivo atua como Presidente do Conselho de Administração da Liquigás, é membro do Conselho de Administração do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e membro do Conselho Consultivo do Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíves e Lubrificantes (Sindicom).
Petrobras Distribuidora – Líder do setor, a subsidiária da Petrobras atua na distribuição, comercialização e industrialização de produtos de petróleo e derivados, além de atividades de importação e exportação. Nas ruas e nas estradas brasileiras, a empresa tem mais de 7.000 postos de combustíveis, constituindo a maior rede de postos em todo o território nacional.
Grande tema da Offshore Technology Conference, a exploração e produção de petróleo no mar é o principal ativo da Petrobras, a maior operadora do mundo em águas profundas, com cerca de 23% das operações. Esta liderança é resultado de um grande investimento em pesquisa e inovação, presente nos alicerces da Companhia desde sua fundação em 1953.
Quase seis décadas depois, o Centro de Pesquisas e Desenvolvimento da Petrobras (Cenpes), após sua ampliação, consolida-se como um dos maiores centros de pesquisa aplicada do mundo e segue em busca de soluções tecnológicas para prospecção de petróleo em ambientes cada vez mais desafiadores. Uma trajetória que, para o gerente executivo do Cenpes, Carlos Tadeu Fraga, guarda semelhanças com a jornada do homem para explorar o espaço. “É uma evolução fantástica e que tem enormes perspectivas de desenvolvimento”, diz.
Em entrevista especial à Agência Petrobras, Carlos Tadeu fala sobre a estratégia tecnológica da empresa, parcerias com instituições do exterior e a formação, no Brasil, de um polo de inteligência offshore.
Pergunta: Como se desenvolveu a tecnologia para exploração e produção de petróleo no mar nos últimos anos?
Resposta: A exploração e produção em ambientes marítimos teve evoluções fantásticas nas últimas décadas. E uma boa parte das tecnologias aplicadas atualmente no mundo nasceu de demandas da Petrobras. Há pouco mais de trinta anos, produzir petróleo em profundidades próximas a 300 metros era o limite da tecnologia. Hoje, somos capazes de produzir a três mil metros. E isso é resultado de um desenvolvimento tecnológico intenso que a Petrobras vem conduzindo, junto com fornecedores, universidades e outros parceiros, desde a década de 80. Nesta época, tínhamos feito descobertas muito significativas na Bacia de Campos e percebemos que não havia no mundo tecnologia para produzir essas reservas. Em vez de retroceder, avançamos na busca por soluções tecnológicas inovadoras. Para isso, criamos em 1986 o Programa Tecnológico de Águas Profundas (Procap), com foco nos campos de Marlim e Albacora. Inovações nos equipamentos submarinos e também no conceito de plataformas flutuantes de produção nos levaram a atingir recordes mundiais de completação submarina: 492 metros no campo de Marimbá e 721 metros em Marlim. Quando consolidamos a tecnologia para produzir a até mil metros de lâmina d’água, iniciamos o Procap 2000, para suporte tecnológico à produção de Roncador e Marlim Sul. Foi nesta época que a Petrobras começou a se destacar na OTC: recebemos em 1992 o prêmio da Conferência por nossas contribuições tecnológicas à indústria petrolífera offshore. A partir daí desenvolvemos inovações como o primeiro bombeio centrífugo submerso submarino; a primeira ancoragem de plataforma feita totalmente por cabos poliéster; e a utilização pioneira de risers rígidos em plataformas semi-submersíveis. Depois de atingir novos recordes de lâmina d’água – como o marco de 1.877 metros em Roncador no ano 2000 – reformulamos o Procap para capacitar a empresa e seus fornecedores a produzir a até três mil metros, desenvolvendo as soluções necessárias para as fases ultra profundas de Marlim Sul e Roncador. Recebemos um novo prêmio OTC em 2001. Alguns destaques tecnológicos do início dos anos 2000 foram a ancoragem de plataformas por estacas torpedo; a separação submarina gás-líquido; o riser híbrido auto-sustentável e a primeira instalação de manifold pelo método pendular, entre outras inovações. Em 2003 registramos um novo recorde mundial: 1886 metros também no campo de Roncador.
Recentemente, em 2011, encerramos o Procap 3000. Foi um marco importante, quando chegamos à conclusão de que a profundidade da lâmina d’água é uma barreira superada. No Procap Visão Futuro, nova versão do programa, estamos enfatizando a busca por soluções que possam alterar significativamente o padrão atual de desenvolvimento de um campo em águas profundas. Entre as inovações em desenvolvimento está o uso intensivo de nanotecnologia e de sistemas submarinos de processamento da produção. Esse é o novo passo dessa fantástica jornada.
Pergunta: Como esse desenvolvimento se reflete no negócio?
Resposta: Quando o Procap foi criado, em 1986, a produção de petróleo da Petrobras era de cerca de 570 mil barris/dia, sendo cerca de 70% no mar. Em 2000, após todos os avanços conquistados no Procap 1000 e 2000, já produzíamos cerca 1,2 milhão de barris de petróleo por dia, sendo mais de 1 milhão no mar. Ao encerrar 2010, com todos os avanços das três etapas do Procap, a Petrobras ultrapassou o marco de 2 milhões de barris diários, sendo quase 1,8 milhão no mar. Se analisarmos as reservas provadas, o salto também é impressionante: de cerca de 3,6 bilhões de barris em 1986 para quase 16 bilhões de barris de óleo equivalente em 2010 (incluindo petróleo, gás natural e LGN, pelo critério SPE). Tudo indica que continuaremos atingindo resultados progressivamente maiores. E se olharmos para as demais áreas de atuação da companhia, no refino e distribuição de derivados, na produção de biocombustíveis, os números também crescem. E um desenvolvimento tecnológico robusto continua sendo fundamental para esse crescimento sustentável, como foi para construirmos essa história até aqui.
Pergunta: O Brasil vem tornando-se sede de diversos centros de pesquisa e desenvolvimento de empresas de petróleo e gás. Como você avalia esse movimento?
Resposta: Hoje temos no Brasil uma perspectiva de mercado muito positiva para esse setor. O volume de recursos que a Petrobras está investindo no Brasil em novos projetos, de todas as áreas, e notadamente no pré-sal, torna o país um excelente ambiente para negócios. Além disso, a política de incentivo ao conteúdo local que vem sendo adotada pelo governo torna mandatório que a Petrobras busque obter aqui no Brasil os bens e serviços que vai utilizar. Como nessa indústria a tecnologia será sempre fator fundamental, estamos diante de maiores oportunidades para a inovação. A Petrobras, então, entende que é fundamental a construção no Brasil de uma capacidade inovadora, de pesquisa, desenvolvimento, engenharia de produto, de porte equivalente a essas perspectivas de mercado. Isso passa a ser então uma condição central para qualquer ator participar desse potencial mercado. São bem vindos atores internacionais de grande porte que possam fazer parte desse cenário. Muitos já fabricam equipamentos aqui e fornecem bens e serviços para a Petrobras há anos, mas é fundamental que isso seja complementado por uma capacidade de P&D e engenharia aqui no Brasil.
São muito bem vindos também atores nacionais que queiram aproveitar esta grande janela de oportunidade. Este é o momento da Petrobras e do Brasil constituírem um polo tecnológico dos mais relevantes, se não o mais relevante do mundo na área de petróleo e gás, gerando soluções inovadoras para aplicação no Brasil e em outras partes do mundo; gerando oportunidades para jovens brasileiros, empregos de alto valor agregado; contribuindo assim para um mais acelerado desenvolvimento científico, tecnológico e social.
Pergunta: Podemos dizer que a chegada desses novos centros de pesquisa, somada à infraestrutura do Cenpes e das universidades parceiras da Petrobras, está consolidando um polo de inteligência offshore no Brasil?
Resposta: Sim. O Cenpes foi recentemente duplicado, tornando-se um dos maiores complexos de pesquisa aplicada do mundo. Além disso, a companhia tem se aliado a universidades e institutos de pesquisa brasileiros para construir uma capa¬cidade experimental de qualidade e porte compatíveis com as melhores referências internacionais. Desde 2006, investimos em média R$ 460 milhões anuais em universidades e institutos de pesquisa nacionais. Identificamos 50 temas estratégicos na área de petróleo e gás e para cada tema selecionamos potenciais colaboradores, formando redes temáticas. Hoje, já são cerca de 130 instituições nacionais de P&D trabalhando em parceria conosco. Considerando que não se faz pesquisa sem uma infraestrutura laboratorial de qualidade, os investimentos foram no início fortemente direcionados à construção de infraestrutura experimental, nessas instituições, adequada ao porte e à dimensão dos desafios da empresa. Hoje as universidades nacionais já contam com laboratórios entre os melhores do mundo e totalizam uma área construída equivalente a cerca de quatro vezes a área original do Cenpes. Estão capacitadas para desenvolver projetos de P&D complexos e estamos direcionando recursos para isso. E já temos obtido resultados concretos excepcionais.
A este movimento se agregam os fornecedores dos mais diversos portes, nacionais e internacionais, atraídos pela inteligência e infraestrutura construída na academia e na Petrobras. A Petrobras tem trabalhado para efetivar parcerias de longo prazo com alguns destes fornecedores, com ênfase na cooperação tecnológica e incentivando que estabeleçam relacionamento com instituições integrantes das redes temáticas. Somente no campus da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), sete empresas estão implantando seus centros de P&D. A primeira foi a Schlumberger, uma das maiores fornecedoras de serviços especializados em exploração e produção do mundo, que, em 2010, inaugurou seu centro de pesquisa em geoengenharia. Também estão em processo de instalação os centros de P&D da Baker Hughes e da Halliburton, que atuam no mesmo segmento da Schlumberger; da FMC Technologies, uma das maiores fabricantes de equipamentos submarinos para produção de petróleo no mundo; da brasileira Usiminas, com foco em pesquisas de materiais para o pré-sal; da Tenaris Confab, uma das principais empresas na produção e fornecimento de tubos de aço soldados para indústria petrolífera; e da General Electric, grande fornecedor de compressores, turbinas e sistemas submarinos, e que também atua na área de energias renováveis.
Outro exemplo é a Cameron, empresa norte-americana fornecedora de equipamentos e sistemas para escoamento de petróleo e gás, que já anunciou a instalação de um centro de P&D no campus da Unicamp, em São Paulo. A IBM também inaugurou recentemente o Centro de Soluções para Recursos Naturais no Rio de Janeiro, para pesquisas nas áreas de petróleo e gás. Outras companhias estão em negociação com universidades, institutos de P&D brasileiros e com a Petrobras para identificar possibilidades de cooperação, incluindo a construção de infraestrutura experimental no Brasil. Também estão surgindo pequenas empresas de base tecnológica, que começam a atuar no mercado fornecendo soluções tecnológicas específicas, fechando o ciclo da inovação.
Pergunta: Nessa nova realidade, como ficam as parcerias com instituições no exterior?
Resposta: Nós vamos buscar o conhecimento onde ele estiver. Obviamente estamos fazendo um grande esforço para que este conhecimento também esteja presente no Brasil. Cerca de 10% do nosso investimento em pesquisa e desenvolvimento nos últimos dois anos foi feito em cooperação com instituições no exterior. Mas, volto a dizer, a questão do conteúdo local é uma regra que temos que seguir e que faz com que nossa ambição seja trazer para o Brasil este conhecimento. Nada contra, evidentemente, ter relacionamento com centros avançados, estejam eles onde estiverem; e assim o faremos. Mas o Brasil é um excelente ambiente para negócio e inovação hoje e temos condições de incluir nosso país dentre esses polos de excelência tecnológica.
Primeira companhia autorizada pelo governo norte-americano a operar um FPSO (unidade flutuante de produção, estocagem e escoamento) no Golfo do México, a Petrobras prepara-se para dar início à produção dos campos de Cascade e Chinook em 2011.
Além da embarcação pioneira, a Petrobras leva ao Golfo a experiência de desenvolvimento da produção em fases, utilizada há anos nos projetos brasileiros, e inovações tecnológicas como a utilização de risers híbridos autossustentáveis, os mesmos utilizados no Brasil na plataforma P-52 (campo de Roncador, na Bacia de Campos).
Em entrevista especial à Agência Petrobras, o presidente da Petrobras America, Orlando Azevedo, detalha as fases de desenvolvimento do projeto, as inovações implantadas e os demais projetos da Companhia no Golfo do México.
Pergunta: Na ocasião da licença para dar início à produção, o Escritório de Administração, Regulamentação e Supervisão de Energia Oceânica dos Estados Unidos (BOEMRE, na sigla em inglês) destacou a qualidade tecnológica do projeto da Petrobras e ressaltou a colaboração entre a indústria e o governo americano para a produção segura de recursos de energia no país. Como se deu a relação entre a Petrobras e o governo norte-americano?
Resposta: O relacionamento com o governo norte-americano, representado pelo BOEMRE, que é a agência reguladora, e pela Guarda Costeira, foi, e continua sendo, excelente. Seus representantes acompanharam todas as fases de desenvolvimento do projeto, com alto nível de interação técnica e gerencial, sempre com total transparência. Eles fizeram, inclusive, visitas ao FPSO durante o período em que estava sendo convertido em Cingapura.
Pergunta: Como está previsto o desenvolvimento da produção?
Resposta: O desenvolvimento da produção do projeto de Cascade e Chinook será dividido por fases. A fase I envolve a produção de dois poços em Cascade, um deles já concluído, e um poço em Chinook, também já pronto. Isto é, estes poços já foram perfurados e completados. A perfuração do segundo poço de Cascade deverá ser iniciada logo que recebermos a liberação do BOEMRE, estimada para o início do segundo semestre de 2011. Vamos utilizar o navio sonda Deep Ocean Medoncino, recentemente construído na Coréia do Sul, e que deverá chegar ao Golfo do México até o final do semestre. A ideia é que esta embarcação complete a fase I e seja utilizada nas demais fases. A fase II envolve a perfuração dos demais poços em Cascade e Chinook, até atingirmos a capacidade nominal do FPSO, que é de 80.000 barris por dia. Para esta fase, vamos ter o reforço de outro navio sonda, que está em fase final de construção, também na Coréia do Sul. O início da produção, no entanto, não depende da perfuração de mais poços; já é possível produzir considerando o status atual.A fase III envolve a perfuração de novos poços e a substituição do primeiro FPSO por uma unidade de maior porte.Esta divisão por fases é também uma novidade que implementamos no Golfo do México. É resultado de um aprendizado que vem do início do desenvolvimento da Bacia de Campos, na década de 70.
Pergunta: Em março deste ano, a Petrobras comunicou à BOEMRE um incidente com uma boia submarina do campo de Chinook. O que ocorreu?
Resposta: Uma boia submarina – que faz parte do sistema de risers flutuantes no campo de Chinook – se desconectou. Esta boia tem como função manter o riser rígido na vertical a uma determinada profundidade. Na ocasião, o incidente foi comunicado não só à BOEMRE, como também à Guarda Costeira. A boia foi localizada e já está segura em terra. Não houve nenhum ferimento de funcionários relacionado com esse incidente operacional, tampouco vazamento de petróleo. O campo de Chinook encontrava-se na fase final de comissionamento, fase anterior ao início da produção, e, por isso, não havia presença de petróleo no riser. A Petrobras formou um Comitê de Investigação, cuja tarefa é investigar as causas do incidente. Desta forma, apenas após a conclusão desta investigação teremos condições de prever o início da produção do projeto. É importante registrar que a Petrobras continua trabalhando estreitamente com a BOEMRE e com a Guarda Costeira. Os órgãos foram informados sobre o incidente, acompanharam o nosso sistema de tratamento de situações em emergência e verificaram a rapidez e a competência técnica da atuação da Petrobras.
Pergunta: Cascade e Chinook é o principal projeto da Petrobras na região?
Resposta: O projeto de desenvolvimento dos campos de Cascade e Chinook vem sendo considerado um marco histórico para a Petrobras e para a indústria de petróleo internacional. Trata-se de um dos primeiros projetos voltados para a produção de petróleo e gás nas camadas geológicas do Terciário Inferior, que é a principal fronteira exploratória marítima no Golfo do México, nos Estados Unidos. Os campos estão situados a cerca de 260 km da costa da Louisiana, em profundidade de água de cerca de 2.500 metros, números similares aos dos reservatórios do pré-sal, no Brasil. Este projeto modificará completamente a maneira de se operar nas águas do Golfo, principalmente em razão da utilização de novas tecnologias. Isto está sendo conseguido em decorrência da aplicação da tecnologia offshore da Petrobras, desenvolvida e implantada com sucesso no Brasil ao longo de mais de 30 anos.
Pergunta: Que inovações esse projeto apresenta, além do primeiro FPSO?
Resposta: A principal inovação do projeto é realmente a instalação do primeiro FPSO desconectável do Golfo do México. O FPSO tem capacidade de processar cerca de 80 mil barris por dia de óleo e 500 mil metros cúbicos por dia de gás, e pode estocar aproximadamente 500 mil barris de óleo.
O uso dessa embarcação trará a vantagem da mobilidade, devido à utilização de um sistema de ancoragem desconectável. Na ameaça de mau tempo – comum nas épocas de furacões – de julho até novembro, o navio pode ser desconectado dos poços, navegar para áreas seguras e retornar assim que a situação estiver normalizada.
Além disso, quando a embarcação for desconectada, o restante da infra-estrutura vai estar abaixo do nível do mar, a salvo das más condições da superfície. Essa característica se traduz em segurança para o pessoal de bordo e para o meio ambiente, e em preservação dos equipamentos e redução na descontinuidade das operações.
Nas plataformas hoje existentes no Golfo do México, antes da passagem de um furacão, as pessoas são retiradas. Contudo, o mesmo não acontece com as unidades que sofrem danos, e algumas chegam até a ser destruídas. No caso da Petrobras, com essa unidade removível, conseguiremos evitar esse tipo de situação.
A utilização de risers híbridos autossustentáveis, que nós já utilizamos no Brasil, na P-52, o bombeio multifásico submarino e o transporte de petróleo por meio de navios aliviadores (shuttle tankers) também serão novidades introduzidas pela Petrobras no Golfo do México.
Pergunta: E para onde será levado o petróleo produzido?
Resposta: Vai depender das condições do mercado no momento e da estratégia definida para buscar as melhores oportunidades para a Petrobras. Vale ressaltar que, de acordo com as leis norte-americanas, todo o petróleo produzido nos Estados Unidos tem que permanecer nos EUA.
Pergunta: Como a Petrobras está se preparando para cumprir as novas exigências do órgão regulador norte-americano, o Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement (BOEMRE), relativas a controle de vazamentos submarinos no Golfo do México?
Resposta: As novas regulamentações definem, como pré-condição para que o BOEMRE aprove a perfuração de poços, a comprovação de que a companhia operadora do poço tem acesso a um sistema de contenção capaz de controlar vazamentos submarinos de grandes proporções.
Para atender a essa exigência, a Petrobras está contratando a Marine Well Containment Company (MWCC), visando à utilização de seus equipamentos e recursos para responder a esse tipo de acidente. Em paralelo, a Petrobras America está desenvolvendo uma solução técnica específica para a contenção de eventuais vazamentos durante a perfuração dos poços do projeto Cascade e Chinook. A idéia é priorizar a utilização da infra-estrutura própria já instalada nos dois campos, e complementá-la, caso necessário, com os equipamentos da MWCC.
Pergunta: O desenvolvimento da produção no Golfo do México é um dos focos de investimentos da Área Internacional da Petrobras, de acordo com o Plano de Negócios 2010-2014. Que outros projetos podem ser destacados no Golfo?
Resposta: O portfólio da Petrobras nos Estados Unidos é bastante robusto. Além de Cascade e Chinook, nós temos participação no campo de Saint Malo (operado pela Chevron), no campo de Stones (operado pela Shell), no campo de Hadrian (operado pela Exxon) e no campo de Tiber (operado pela BP). Este último, descoberto em 2009, é considerado a segunda maior descoberta da história do Golfo do México. É um campo em que o desenvolvimento se dará com menores custos em decorrência de estar localizado em profundidade de água mais rasa que os demais.
Este ano, pretendemos iniciar também a perfuração do poço exploratório do campo de Logan que é operado pela Statoil. No total, a Petrobras tem 189 blocos na costa americana do Golfo do México. A grande maioria está em fase exploratória, 39 encontram-se em desenvolvimento e 15 encontram-se em produção.
Leia as matérias “Petrobras perde R$ 1 bi com petróleo caro” (Parte 1 e Parte2) e “Gabrielli nega que reajuste da gasolina seja adiado para não atrapalhar inflação“, publicadas nesta sexta-feira (08/04) na Folha de São Paulo e na Exame (respectivamente). Veja, abaixo, a íntegra da transcrição da entrevista concedida pelo presidente da Companhia, José Sergio GAbrielli, aos veículos.
Entrevistador: Presidente, eu gostaria que você falasse um pouco sobre o aumento no preço da gasolina. Nós teremos um aumento realmente?
Gabrielli: Olha, o ministro Guido Mantega, presidente do Conselho de Administração, disse que a Petrobras não tem nenhuma decisão sobre aumentar o preço da gasolina, e está absolutamente correto o que ele disse. O que eu disse foi que nós não temos ainda condições de ter decisão de preços, porque não temos certeza se os preços irão ficar nos atuais patamares. Portanto, é necessário observar uma série de variáveis ainda que não tem clareza. Vou citar algumas: Qual é a safra do etanol? A safra do etanol começa em 15 de abril, e vai aumentar a oferta de etanol. O que vai acontecer com os preços do etanol? Nós não sabemos. Segundo: nós não sabemos se os preços do petróleo vão ficar nos níveis atuais ou se a demanda de gasolina no verão americano vai crescer ou não em função do nível de renda dos Estados Unidos e, portanto, não sabemos qual o efeito que vai haver sobre o mercado de gasolina nesse país. Não sabemos o comportamento do câmbio e não sabemos como está a taxa de juros internacional com as crises e as modificações que estão acontecendo na Europa. Então, tem uma série de variáveis neste momento que impedem uma decisão. Esta é a situação. Nós precisamos observar ainda mais tempo para tomar uma decisão.
Entrevistador: Mas qual seria este horizonte, presidente?
Gabrielli: O horizonte é a estabilidade dessas variáveis num determinado patamar mais estreito. Não tem um horizonte de tempo. O horizonte é variação de preços. Se vai variar 20%, 30%, 10%, 5%…é o intervalo de variação.
Entrevistador: Se ficar acima de US$ 100 por alguns meses, aí sim vocês tomariam uma decisão?
Gabrielli: Não é uma questão só de tomar decisão. Há um comportamento econômico real na economia brasileira. A economia brasileira tem um mercado de combustíveis aberto. Se, por muito tempo, mantém-se os preços dos combustíveis no Brasil abaixo do mercado internacional estável, teremos uma situação de estimular a compra de combustível no Brasil e exportar. Então a Petrobras vai vender combustível a um preço estável abaixo do preço internacional por muito tempo e alguém vai comprar e exportar. Se for mantido o preço no Brasil por um tempo acima do preço internacional estável, alguém vai importar e trazer pro mercado brasileiro. Então, é inevitável, no longo prazo. E qual é o longo prazo? Não sei. Depende de como está o comportamento da variação. A última variação de preço que nós fizemos foi no dia 9 de junho de 2009, quando nós reduzimos o preço da gasolina. De lá pra cá o preço da refinaria mantém-se em torno de R$ 1 o litro, e é o mesmo há dois anos.
Entrevistador: Mas o que foi dito é que se fosse mantido nesse patamar de hoje nós teríamos um aumento de preço.
Gabrielli: O que foi dito não foi isso. Eu disse que não tenho certeza se tem esse patamar. Leia a matéria de ontem. E a matéria diz isso, ao contrário das manchetes. O repórter foi correto. Na matéria diz muito claro: “O presidente Gabrielli diz que se os preços se mantiverem nesse nível nós teremos, provavelmente, que ajustar”. Mas não tenho certeza se os preços vão se manter nesse nível.
Entrevistador: Isso é exatamente o que eu estou te perguntando.
Gabrielli: E é exatamente isso que eu estou dizendo. O problema é qual a estabilidade em que os preços vão variar. Qual a faixa em que os preços vão variar. Na medida em que essa faixa se estreita, se define…e não é só o preço do petróleo. Lembre-se que nós temos um fenômeno que está acontecendo na bomba que é o álcool. Não tem nada a ver com o preço do petróleo. É isso que está afetando o preço da bomba, e não o preço do petróleo.
Entrevistador: A declaração, ontem, do Mantega, gerou algum mal estar?
Gabrielli: Não, nenhum mal estar. Nós temos absolutamente a mesma posição: a de que não temos posição.
Entrevistador: Agora há pouco o Mantega anunciou o aumento do IOF para crédito. O governo está claramente preocupado em dar uma esfriada na economia para combater a inflação. A Petrobras vai ajudar o governo na questão da inflação.
Gabrielli: Não acredito que isso seja para a inflação.
Entrevistador: É para crédito.
Gabrielli: Crédito para viabilizar efeitos sobre o câmbio.
Entrevistador: Não, isso foi ontem, presidente. Agora há pouco o ministro Mantega aumentou 1,5 % para crédito e falou claramente que o governo quer conter a inflação.
Gabrielli: Sim. O problema é que o crédito afeta determinados segmentos da economia. Afeta os bens que tem financiamento. E nesse sentido pode-se dizer que está tentando reduzir a demanda. O preço da gasolina e dos combustíveis devem ser analisados da mesma maneira que temos vários preços estáveis no país. Por exemplo: você vai a restaurante e o preço do cardápio não muda todo dia porque o preço do feijão ou o preço da carne mudou. Leva-se algum tempo para ajustar os preços das refeições. A mesma coisa acontece com o combustível, que é um elemento-chave. Há oito anos nós temos exatamente a mesma política: os preços da gasolina e do diesel não se alteram a curto prazo e sim quando percebemos que há um determinado nível do preço internacional do combustível e do petróleo, da taxa de câmbio e das taxas de juros. Esse conjunto de variáveis deve estar com uma certa estabilidade para que possamos tomar uma decisão.
Entrevistador: Então, no que depender da Petrobras, o governo pode contar com ajuda no combate à inflação?
Gabrielli: O problema não é de ajuda e sim de economia. É um problema objetivo, você não tem como controlar. Se houver uma situação de estabilidade de preços nesse patamar e o preço brasileiro estiver abaixo, vai haver compra brasileira e exportação. Isso é normal, é da economia e ninguém pode controlar isso. Esse é o ponto.
Entrevistador: E quanto tempo mais seria necessário para ver que está num determinado patamar?
Gabrielli: Não tem tempo. Depende de variação. É um problema de um anzol que estava muito movimentado. Quando está muito movimentado você tem que baixar a corda para esperar a estabilidade. No momento está tudo movimentando, ou seja, não temos certeza de qual é a faixa que vai ficar.
Entrevistador: Mas se ficar nesse patamar que está hoje…
Gabrielli: Não tem como você saber. Você vai querer colocar que eu vou dizer que vai ter aumento, e eu não vou dizer, porque não posso dizer. Eu sou um bom repórter, não posso dizer isso!
Entrevistador: Mas o que foi dito ontem é que se ficasse num patamar…
Gabrielli: Não foi dito isso. Eu disse que se o patamar se estabilizasse, mas eu não sei se estabiliza aí. Esse é o elemento-chave.
Entrevistador: Mas e se estabilizar?
Gabrielli: Não sei se estabiliza. E se ele subir? E se ele descer? Eu não sei.
Entrevistador: Presidente, mas o patamar parece razoável ou há muita especulação no mercado?
Gabrielli: Eu acho que existe um movimento financeiro muito grande. Esse fenômeno da variação do preço do petróleo depende muito do fato de que temos taxas de juros internacionais muito baixas, grandes movimentos de capitais e, com a crise geopolítica na área da Líbia, criou-se condições para que movimentos especulativos ocorressem. O que vai acontecer com as taxas de juros a curto prazo eu não sei. Então há uma série de incógnitas que não permite uma tomada de decisões. Portanto, não há decisão tomada, porque não se pode tomar decisões nesse momento.
Entrevistador: Então os acionistas da Petrobras podem ficar tranquilos?
Gabrielli: Os acionistas da Petrobras conhecem, há oito anos, a política da Petrobras, que é a mesma. Nós mantemos uma relação de longo prazo. O preço dos derivados no Brasil [incompreensível 08:02]. Nos últimos oito anos nós não ajustamos o preço doméstico no curto prazo.
Entrevistador: Então eles podem ficar tranquilos que em nome da inflação vocês não vão [incompreensível 08:12] os acionistas.
Gabrielli: Não é isso. A política da Petrobras não tem nada a ver com a inflação e sim com o mercado do petróleo. Somos um grande ator nesse mercado e não achamos que é correto trazer para o mercado brasileiro, onde tem uma estrutura específica e única no mundo, que é o único lugar onde a maioria dos veículos leves são a álcool. Todos os postos de gasolina podem entregar álcool, o câmbio está variando muito e a economia é crescente. Há alternativas para o uso do combustível e uma frota de flex fluel enorme em relação ao resto do mundo. Por essas características específicas, não nos interessa variar o preço do petróleo e dos derivados a cada segundo.
Leia a matéria “Petrobras segura preço ‘até quando der’” (versão on-line) publicada neste domingo (13/03) no jornal O Estado de S. Paulo e a entrevista, na íntegra, concedida pelo diretor de Abastecimento da Petrobras, Paulo Roberto Costa, ao diário.
Repórter: A área de Abastecimento da Petrobras é a que está sendo mais prejudicada com essa política de não seguir a oscilação internacional, falando em termos de negócios. Vocês compram pelo preço internacional e vendem pelo preço que está sendo praticado aqui no mercado interno. Isso reduziu em quanto o resultado dessa área para a Petrobras? Você tem uma idéia? O resultado do ano passado. Se não fosse isso, vocês teriam conseguido quanto mais em receita?
Costa: Como nós já falamos, várias vezes, vocês conhecem bem, nós não trabalhamos aqui, dentro da política para diesel, gasolina e GLP, dentro de uma política de variação de preço. Nós olhamos isso no longo prazo. Então, se olhar os resultados que o abastecimento teve aqui, por exemplo, em 2009, eles foram excepcionalmente bons. Se eu olhar em 2010, houve uma redução do resultado, mas ele ainda foi muito bom em termos de ganho da área de abastecimento. No final de 2010 nós tivemos o início do crescimento do preço de petróleo, que saiu de valores na faixa de 80, chegou a 90, e, agora, ontem fechou a 116. Então, a nossa política aqui não vai mudar, e vai continuar sendo de uma visão mais de longo prazo. Em anos você ganha, outros anos você empata, outros anos você tem um ganho maior ou pode até ter certa perda. Mas no período global de avaliação nós não ganhamos, nem perdemos. Nós ficamos numa situação muito confortável. Não há prejuízos, porque fica numa situação alinhada ao mercado internacional. Então, nesse momento, não há nenhuma previsão de fazer qualquer ajuste de preço, quer seja no diesel, na gasolina, ou no GLP. Por outro lado, os produtos com os quais nós temos contrato, que é o caso de nafta e de jet, nós fazemos o ajuste cada mês.
Repórter: Jet?
Costa: É, o querosene de aviação. Por exemplo, no jet, agora no dia 1º de março nós fizemos o aumento de 6,5% no valor do querosene de aviação, e vamos continuar fazendo. Se o petróleo subir, vamos continuar fazendo.
Repórter: O QAV já acumula uma alta boa, não é?
Costa: Já, nós tivemos três aumentos. Em janeiro, fevereiro e março já teve aumento do querosene. O maior aumento foi agora nesse 1º de março, que deu 6,5. Os outros, teve um parece que de 4, o outro de 2 e pouco, não estou lembrado agora.
Repórter: Mas para a empresa, como empresa, você está dizendo que não perde nem ganha.
Costa: Só um cuidado: esse “não perde nem ganha” em relação ao mercado internacional. Eu fico atrelado ao mercado internacional. Então, vamos dizer, não perde, não ganha, não é que eu fique zerado. Eu fico atrelado ao preço de mercado internacional. Não é “não perde nem ganha,” então é zerado, não tem benefício para a área de abastecimento. Não é isso, não. Às vezes eu posso ganhar mais, outras vezes eu posso ganhar menos, ou até ter uma certa perda. Mas no final, eu fico na margem internacional.
Repórter: Pois é, mas a justificativa que a Petrobras costuma apresentar é “olha, naqueles anos, tudo bem, nós podemos ter perdido um pouco agora. Nos anos em que a crise estava bem mais forte, no auge da crise, no final de 2008 e início de 2009, e ao longo de todo o ano de 2009, a empresa ganhou com isso, enquanto o petróleo estava baixo.”
Costa: Correto.
Repórter: Mas é essa a equação que tem que ser feita? Porque que as outras empresas, então não trabalham assim? Você trabalha no contrafluxo sempre, perde quando está todo mundo ganhando, ganha quando está todo mundo perdendo? Qual é a vantagem disso?
Costa: Para a empresa, não tenho nenhum prejuízo, porque como eu te falei, no médio prazo, eu estou atrelado ao mercado internacional. Isso está claro, não é? E para o mercado, está muito bom. O problema é não repassar. A nossa política aqui, Irany, é não repassar essa volatilidade do preço para gasolina e diesel, porque nós achamos que não é bom. Porque se eu ficar repassando demais essa volatilidade, daqui a pouco eu tenho uma redução de venda, e redução de venda para mim é ruim. Você imagina se eu fico repassando a volatilidade a todo o momento na gasolina. O que vai acontecer na gasolina? As pessoas vão deixar de comprar gasolina e vão comprar álcool. Então, para mim é ruim. Eu quero vender gasolina. Se eu ficar repassando toda a volatilidade do mercado, que hoje está a 116, porque está a 116? Por causa desse conflito lá na África, nos países da África. Se amanhã esse conflito for equacionado, e deve ser, eu acho que não vai ficar muito tempo nessa confusão, não tem sustentação nenhuma do petróleo continuar a 116, porque não é a lei de oferta e procura. É problema político, que está acontecendo na Líbia.
Repórter: É, mas no início, quando se colocou essa fórmula, você não acompanha a par e passo a volatilidade internacional.
Costa: Exato.
Repórter: Mas você fica monitorando os preços durante três meses. Isso era no início. Acompanha a média de preço durante três meses para saber se um certo ponto, aí, você aciona um gatilho.
Costa: Isso.
Repórter: Mas isso já foi abandonado há muito tempo. Nós vimos o preço do petróleo cair por mais de três meses, e agora estamos vendo o preço do petróleo subir bem mais de três meses. Com que fórmula a Petrobras trabalha agora?
Costa: Ah, mas eu não vou te contar o meu segredo aqui.
Repórter: Qual é o longo prazo com que a Petrobras trabalha? Qual é o intervalo de tempo com que se trabalha? Ou não há esse intervalo de tempo? O que fica parecendo é que mais do que um acompanhamento puro e simples dessa volatilidade internacional, dessa oscilação como um cálculo, mais do que um cálculo matemático, o que está sendo feito agora é uma política de preço de governo. Quer dizer, é para segurar a inflação, não vamos aumentar a gasolina. Parece que mais do que o interesse empresarial, mais do que o interesse de negócios da Petrobras, o que predomina é o interesse de uma política de governo. É isso?
Costa: Essa posição de uma visão de mais de longo prazo não é de agora. Se você for olhar o passado, já tem anos que nós estamos praticando essa política. O tempo, sendo muito transparente com você, o tempo varia de acordo com o preço. Eu posso ter uma subida muito rápida, ou uma queda muito rápida que nós não temos domínio nenhum aqui. Então não dá para dizer para você: “Irany, a cada 3 meses nós vamos ter uma variação para mais ou para menos em relação ao mercado internacional.” Mas eu não sei se em 3 meses vai ter uma parada na volatilidade, ou não. É uma coisa que é imponderável. Agora, por exemplo, o petróleo daqui a pouco bate 150 dólares o barril. Aí, obviamente vamos ter que pensar numa coisa urgente para resolver isso, porque não dá para continuar com 150.
Repórter: Pois é. Há um limite, não é?
Costa: Claro!
Repórter: E é isso que vocês dizem sempre “nós vamos esperar até um limite”.
Costa: Não, há um limite. Isso.
Repórter: Agora, qual seria esse limite?
Costa: Não, mas aí é isso que eu não posso te falar. Agora, por exemplo, o último ajuste de preço que houve na gasolina e no diesel foi no mês de maio do ano 2009.
Repórter: Foi uma redução.
Costa: Foi uma redução. Foi 15% no diesel, e 4,5% na gasolina. Isso não foi direto para o consumidor na bomba porque anteriormente estava se usando parte da CIDE para não ter reflexo. E a CIDE foi criada para isso, um pulmão, foi criada para isso.
Repórter: Um colchão.
Costa: Um colchão, para isso. Mas o último ajuste de porta de refinaria foi para menos, em maio de 2009, 15%.
Repórter: Recentemente não teve um aumento, que foi justamente tirando a CIDE?
Costa: Zero, nenhum.
Repórter: Foi isso?
Costa: Na porta da refinaria, não. Não teve, não. O que aconteceu? O que aconteceu foi o seguinte: quando nós baixamos na refinaria 15% do diesel e 4,5 na gasolina, nesse momento, o governo recompôs a participação da CIDE, que tinha, vamos dizer, tinha retirado, recompôs isso, e na bomba não teve nenhum problema.
Repórter: A Petrobras também não, não é?
Costa: Também não.
Repórter: Porque pagou menos imposto, menos contribuição…
Costa: O que tem acontecido ultimamente, que até outro dia saiu num jornal, não sei qual foi, na carta de leitores, dizendo que “essa história que a Petrobras não aumenta desde maio não é real, isso é fictício, porque a gasolina aumentou não sei quanto na bomba”. É claro! Só que essas pessoas, obviamente, não têm obrigação de entender, mas vocês têm a obrigação de explicar para o povo que a gasolina tem 25% de etanol. Se o etanol sobe o preço, sobe o preço na bomba. É óbvio. Mas as pessoas não conseguem entender esse ponto e falam “a gasolina subiu”. Subiu, mas não tem nada a ver com a Petrobras. Subiu porque o etanol subiu.
Repórter: Agora, esse limite que se colocou “se o petróleo ficar 110, 120, aí nós vamos ter que rever.” Você já falava lá atrás. Agora você está botando 150.
Costa: Não, não, isso aí foi um exemplo que eu dei. Um exemplo.
Repórter: Um exemplo, então. Mas há um limite em que nós podemos dizer “esse é o limite prudencial, se ficar assim”?
Costa: Há.
Repórter: Tem um limite de tempo também? Por exemplo, não é só bater nesse preço, é bater e ficar nesse preço durante um tempo.
Costa: Há, claro. Total razão.
Repórter: O tempo, qual seria?
Costa: Aí é uma política interna nossa que eu não posso comentar, tanto para cima quanto para baixo. Hipótese: resolveu esse problema, e a perspectiva da economia do mercado americano é ruim, a Europa não vai recuperar, não sei o quê. Dá uma queda no preço do petróleo por problema de demanda. Aí, quem sabe, daqui a alguns meses, temos até que fazer uma redução de preço, até pode acontecer. Ou, como você falou, se o petróleo continuar nessa faixa por mais não sei quanto tempo, ou subir, vai para 120, 130, 140, nós vamos avaliar. Essa avaliação nós fazemos aqui todo dia. Todo dia tem essa avaliação aqui. Agora, eu não posso te falar, porque é algo interno da companhia.
Repórter: Agora, o primeiro limite prudencial já bateu, não é? Porque chegar quase a 120, isso já é um limite, não é?
Costa: Sim, mas vai ficar por quanto tempo, isso? Eu tenho que avaliar aqui.
Repórter: Quando você falou também que há anos vocês vêm adotando essa política, quando argumenta que é uma política de governo, mas há anos também se deixou claro que isso é uma política de governo. Quando o Presidente Lula assumiu, no seu primeiro mandato, a Ministra Dilma, numa coletiva aí na sede da Petrobras falou que preço de gasolina é uma questão de política de governo. É isso? Continua sendo?
Costa: Eu, como diretor da Petrobras, posso falar da nossa política da Companhia. Não posso falar pelo governo, porque eu não tenho nem autoridade para isso. O que eu digo é que dentro da Petrobras, desde bastante tempo atrás, nós adotamos essa política de longo prazo.
Repórter: E com total autonomia?
Costa: Sim. Aqui dentro, sim.
Repórter: E a gente, então, o consumidor pode ficar tranquilo, porque mesmo com a situação como está, você está falando que não tem uma perspectiva de curto prazo, médio também, não sei, para aumento de combustível.
Costa: Não, não é isso que eu estou falando. Hipótese: a situação lá no Oriente Médio tem uma deterioração total. Estou trabalhando aqui em futurologia, bola de cristal na minha frente. De repente começa ter impacto no maior produtor, que é a Arábia Saudita. O petróleo vai para 200. Isso pode acontecer semana que vem, não é? Aí, muda todo o cenário. Outra hipótese: acontece lá, o seu Kadafi, por algum motivo, sai da Líbia, a Líbia consegue resolver os problemas internos, começa a dar uma paz naquela região. O petróleo pode desabar para 90, para 80. Tudo isso pode acontecer em 30 dias, em 20 dias, em 15 dias. Então não dá nem para saber se é médio, longo, curto prazo, porque o mundo está muito volátil.
Repórter: Agora, está errado, é errado, quando os analistas calculam o quanto que a Petrobras deixou de ganhar por não ter praticado aumento no ano passado?
Costa: Não, aí é aquilo que eu te falei. Eu tenho concorrentes nos meus combustíveis aqui. Então, por exemplo, a gasolina tem dois concorrentes hoje no Brasil. Um bastante forte, e o outro menos forte. O primeiro, bastante forte, é o etanol. Se eu começo a dar aumento forte na gasolina, com certeza eu vou vender menos. Então, para mim é muito ruim. Eu tenho que levar isso em conta. Tem outro concorrente, menos importante, mas é um concorrente também, que é o gás natural. Tem vários veículos a gás natural. Então, vamos dizer, que nesse momento, a preocupação maior é com o etanol. Se eu faço um aumento substancial na gasolina, com certeza, como hoje os carros novos, e a frota está indo muito na direção do flex, o consumidor não vai ao posto comprar gasolina. E aí, para mim, é muito ruim. Essa conta, eu tenho que fazer permanentemente. É melhor perder mercado e ter um preço maior, ou é melhor ter um preço menor e ter o mercado na mão? Então, essa conta nós fazemos todo dia.
Repórter: E a conta em relação ao resultado e ao investimento da Petrobras? Com o investimento muito forte, a empresa teria que elevar sua receita. O que eles dizem é que veem dificuldade da Petrobras de cumprir esse plano de investimento forte com a geração de caixa um pouco prejudicada.
Costa: Agora, essa geração de caixa muito prejudicada, em que tempo? O nosso plano é de 5 anos. Vamos olhar um passado bem pertinho. Em 2009, os resultados da área de abastecimento foram excepcionais. Eu estou falando de um ano e pouco atrás.
Repórter: Que foi o que puxou, não é?
Costa: Sim.
Repórter: O resultado da Petrobras.
Costa: Será que eu posso falar isso aí “o plano vai ser difícil de atender, porque está tendo descolamento de preço?” 2010, início de 2011? Como é que vai ser em 2012? Como é que vai ser em 2013? Então, eu acho que é um pouco temerário fazer essa conclusão, sabendo que 2008 foi um ano difícil, e em compensação 2009 foi um ano excepcionalmente bom, 2010 foi um ano bom ainda, e agora 2011 está um pouco difícil. É precipitado fazer essa conclusão da maneira que eles fazem.
Repórter: Agora, para terminar. Procede a informação que está sendo ventilada de que a Petrobras teria desistido de buscar sócios para essas refinarias Premium I e II?
Costa: Não procede.
Repórter: Não procede?
Costa: Eu tenho um memorando de entendimento, hoje, assinado, que é do conhecimento de vocês, e estão em vigor esses memorandos, com a Marubeni no Maranhão, e a Mitsui no Ceará. Esses dois memorandos estão em vigor. E nesse memorando reza a possibilidade de eles participarem de sócios conosco no equity.
Repórter: Sei, então é provável mesmo, que essas duas refinarias sejam feitas em parceria com os japoneses, Marubeni e Mitsui?
Costa: É, hoje, o que diz o memorando? Que eles têm a condição de participar até 20% e a decisão de investimento ainda não foi tomada, porque eu preciso terminar o projeto e fazer, realmente, a avaliação final do custo da refinaria. Porque os valores que tem hoje discutido, que estão na imprensa, são valores aproximados. Eu acho que vão ser menores, porque nós estamos fazendo um projeto padronizado, numa escala muito interessante, usando toda a experiência recente que nós tivemos da RNEST, do Comperj, em termos de ganho. Isso vai refletir nos dois projetos, da Premium I e da Premium II. Então, em determinado momento mais na frente, que talvez seja no início do ano que vem, vai ter que ter a decisão final do investimento. A decisão final, então, vamos sentar junto com a Marubeni e junto com a Mitsui e falar “senhores, a posição, final hoje é essa, o empreendimento vai custar tanto, a taxa interna de retorno é tanto, o VPL é tanto. Vocês vão, ou não vão?”
Repórter: Essa notícia saiu. Você viu no relatório reservado?
Costa: Não, não vi, não.
Repórter: Saiu essa notícia que a Petrobras teria desistido.
Costa: Não, não vi, não.
Repórter: E iria tocar os dois projetos sozinha.
Costa: Eu, como diretor da área, desconheço totalmente isso.
Repórter: E a PDVSA, sobre aquelas garantias?
Costa: Não tivemos nenhum retorno ainda do BNDES. Estamos aguardando, porque a negociação deles é com o BNDES, e nós não tivemos ainda nenhuma posição do BNDES, nem da própria PDVSA a respeito do assunto.
Repórter: A PDVSA estava procurando garantias entre bancos aqui, não é?
Costa: É, eu soube disso.
Repórter: Para menos tempo, um prazo de cinco anos, se não me engano.
Costa: Isso aí tudo eu soube pela própria PDVSA e pela imprensa, eu soube disso. Mas eu não tive nenhum retorno por parte do BNDES se ele está de acordo, se não está. Não teve ainda um parecer final do BNDES sobre isso.
Repórter: Você não tem um deadline não?
Costa: Tenho.
Repórter: Quando?
Costa: Agosto.
Repórter: E se não resolver isso até agosto, a Petrobras toca sozinha?
Costa: É. Na realidade, já está tocando, não é? Porque até agora, tudo o que nós fizemos, foi sozinho.
Repórter: Mas aí, formaliza que está sozinha nesse projeto.
Costa: Por que agosto? Em agosto, esse empréstimo do BNDES acaba. Quer dizer, já é todo consumido. A partir de setembro, tem que fazer aporte. Os sócios têm que fazer aporte na refinaria para dar continuidade ao empreendimento. Então, se eles não fecharem até agosto, eu vou ter que fazer os aportes sozinho daqui para frente, porque o empréstimo já foi embora.
Leia “Visão da Petrobras” (versão on-line), texto publicado nesta quinta-feira (17/02), na coluna Panorama Econômico, de Mirian Leitão, do jornal O Globo. Confira, abaixo, a entrevista concedida pelo diretor de Abastecimento da Companhia, Paulo Roberto Costa, ao veículo.
Pergunta: Estou aqui para entender as exportações da Petrobras, os produtos importados e exportados, o déficit, os efeito do dólar, se o dólar atrapalha, se não atrapalha, se está neutro para a Petrobras. Que país está abrindo o mercado, quais que não estão, infraestrutura, no que a empresa precisa se virar sozinha, o que há de carência, o que não há. E, por exemplo, eu dei uma olhada nos números da Petrobras e vi que em 2010 foi o momento do déficit, da balança comercial em relação a 2009, acho que um déficit de 200 milhões, se eu não me engano. Eu me lembro pelos números lá do Ministério do Desenvolvimento. Pelo que eu conversei com analistas me disseram que houve muita importação de derivados. Primeiro, eu gostaria de entender o déficit; o que houve de aumento. É só derivado mesmo? O que é que nós temos de investimento, de importação de investimento? Então eu gostaria de primeiro entender esses números. Nós exportamos US$18 bilhões e importamos US$19 bilhões. O que é que nós exportamos e para quem?
Resposta: Deixe-me ver se entendi a pergunta. A minha área é a área de Abastecimento. A importação de produtos aqui na minha área são produtos no estado líquido. Portanto, a área de abastecimento trabalha com o principal: diesel, gasolina, querosene de aviação, que é o QAV, GLP, nafta. Eu não faço aqui o balanço da parte de gás natural, pois é outra diretoria.
Pergunta: Mas gás natural é muita coisa?
Resposta: Sim. É bastante. Por exemplo, em relação ao gás natural nós temos importação da Bolívia, 25 milhões a 30 milhões de metros cúbicos por dia. E há também o GNL, que é o gás natural liquefeito, temos hoje dois terminais para isso, um na Baía de Guanabara e um em Pecém, e também importamos. Portanto, tudo o que eu vou lhe dizer aqui é da parte de líquidos: diesel, gasolina, QAV, GLP e nafta – esses são os principais.
Pergunta: Que deve ser o grosso do que estamos falando.
Resposta: Sim, que é o grosso. Bom, vamos lá. No ano de 2009, nós tivemos um saldo positivo na balança nesses combustíveis aqui de US$ 2,8 bilhões em termos de dinheiro. E também um saldo positivo em termos de volume. Em 2010, nós tivemos um saldo positivo de US$ 1,5 bilhão. Ou seja, nos derivados líquidos, eu tive um superávit de $1,5 bilhão. Como é que nós operamos na parte desses derivados líquidos? Os derivados são esses, e depois há o carro chefe que é o petróleo cru. Então o que é que normalmente temos aqui? Nós não somos autossuficientes em diesel; somos importadores de diesel. Então em 2009 nós importamos, em média, 50 mil barris por dia de diesel em 2009. Em 2010, a nossa importação foi para 154 mil barris por dia. Subimos 104 (mil) barris a mais. Depois eu vou detalhar o porquê disso e o percentual. Em relação à gasolina, nós normalmente somos exportadores de gasolina. Neste ano de 2010, depois de muitos anos, nós viemos a ser importadores. Também explicarei o porquê. E no ano de 2010 importamos em média 10 mil barris por dia. Esse é um volume relativamente pequeno. Em relação ao QAV, nós normalmente somos importadores de QAV. E em 2010 importamos 33 mil barris por dia de QAV, ou querosene de aviação. Em relação a GLP, nós às vezes importamos e às vezes exportamos GLP. Neste ano, nós também fomos importadores de o equivalente de 60 mil barris por dia de GLP. Em relação à nafta petroquímica, também somos importadores. Nesse ano importamos 39 mil barris por dia. Há outros dois derivados importantes, que é o óleo combustível e o bunker. Nós somos exportadores desses dois. Em 2010 nós exportamos 68 mil barris por dia de bunker, que é o combustível usado em navios. E exportamos 93 mil barris por dia de óleo combustível para a indústria, de um modo geral. Normalmente, nos últimos anos nós importamos diesel, exportamos gasolina, importamos QAV, importamos GLP, importamos nafta, exportamos óleo combustível e exportamos bunker. Então há três produtos que são normalmente exportados: gasolina, óleo combustível e bunker. E há outros quatro produtos que são normalmente importados: diesel, QAV, GLP e nafta. Em relação ao petróleo, nós temos uma balança positiva já há alguns anos; somos mais exportadores que importadores. Mas também continuamos importando petróleo para blendar e para fazer [inaudível 06:13].
Pergunta: Petróleo mais leve?
Resposta: Sim, petróleo mais leve. Por exemplo, em 2010 nós exportamos, em termos de petróleo, 502 mil barris por dia e importamos 322 mil barris por dia. Ou seja, somos autossuficientes na parte de petróleo.
Pergunta: Mas estamos exportando petróleo cru, mais pesado, e importando petróleo mais leve.
Resposta: Sim. Para fazer o blend. Principalmente por dois pontos: O primeiro é o blend nas refinarias e o mais importante é o petróleo leve que nós importamos para a Reduc para produzir lubrificantes. Então na minha área aqui, que é a área de abastecimento, essa foram os principais números, sendo que, em termos de balança, nós fechamos 2010 na minha área com $1,5 bilhões positivo.
Pergunta: E o saldo foi o que? Quanto exportamos e quanto importamos nessa área?
Resposta:Como assim?
Pergunta: Aqui é o saldo, o superávit, $1,5 bilhão.
Resposta: E os principais derivados eu lhe passei.
Pergunta: Mas quanto é que nós exportamos e quanto importamos para resultar nesse saldo de $1,5 bilhão? Só para ver percentualmente em relação ao total da empresa.
Resposta: Isso foi o que eu acabei de falar para você. Óleo combustível: exportamos 93 mil barris por dia.
Pergunta: Mas isso está em barril dia. Eu gostaria de saber o valor.
Resposta: Ah, em valor.
Pergunta: Só para poder comparar com a importância disso para o comercio.
Resposta: Eu não tenho esses valores.
Pergunta:Depois eu pego.
Resposta: Sim. Em valor eu não tenho; tenho só em volume.
Pergunta: Mas percentualmente é muito, não é? Olhando para essa corrente de comércio total da Petrobras, isso deve corresponder a quanto? 10%, 50%, 60%?
Resposta: A grande parte da corrente comercial em termos de importação e exportação são esses derivados, porque fora isso aqui praticamente só há gás natural.
Pergunta: Então será muito disso aqui, não é?
Resposta: Muito, muito, muito.
Pergunta: Mas aqui também há investimento. O que os analistas de mercado estavam me falando é que tivemos muita importação de derivados e é por isso que o déficit da empresa aumentou. Mas se um setor está com superávit, não há um déficit.
Resposta: Na realidade, o que acontece é que nós tivemos uma demanda muito grande de gasolina esse ano. Vou lhe dar os números agora e depois vou explicar isso que você perguntou. Por exemplo, o ano 2008 versus o ano 2009. Lembremos que em 2008 nós tivemos um princípio de recessão, a qual pegou um pouco de 2009. Se eu comparar esses principais produtos que eu lhe falei – GLP, nafta, gasolina, QAV, diesel e óleo combustível – nós tivemos decréscimo de mercado comparando 2008 com 2009 de 1,2%.
Pergunta: Isso é consumo interno?
Resposta: Sim.
Pergunta: 2008 versus 2009?
Resposta: 2008 nesses principais derivados: GLP, nafta, gasolina, QAV, diesel, óleo combustível. Então -1,2% comparando 2008 com 2009. Quando eu comparo 2009 com 2010, eu tive um acréscimo de 9,9% no mercado, portanto o mercado cresceu muito.
Pergunta: Até mais que o PIB, não é?
Resposta: Mais que o PIB. Portanto, esse é um ponto diferente e fora do padrão. Normalmente, esses derivados líquidos que eu lhe mencionei cresciam menos que o PIB. É o que chamamos de elasticidade. Normalmente, se o PIB crescia 4%, os derivados líquidos cresciam 2% ou 2,5% – sempre menor que um de elasticidade. Nesse ano de 2010, que foi um ano diferente, também explicarei o porquê disso, nós tivemos um crescimento de 9,9% dos derivados de um PIB, o qual não tenho um valor, mas que talvez fique entre 7,3% e 7,5%.
Pergunta:Resulta em uma elasticidade de 1,2 ou algo assim.
Resposta: Exatamente. O que não é normal. Como é que os principais derivados se comportaram em 2010? A gasolina cresceu em relação a 2009, 17,8%, que é um crescimento gigantesco. O QAV cresceu 16,6%, que também é algo extraordinário. O óleo diesel cresceu 8,8%. Por que cresceu dessa maneira? Por que nesse ano de 2010 a elasticidade ficou maior que um, se nos últimos 10 a 15 anos era menor que um? O principal ponto aqui é que obviamente houve um PIB grande. Mas, normalmente com um PIB de 5%, que tivemos algumas vezes daria 2,5. Por que é que agora com 7% deu 9%? Porque no ano de 2010 nós tivemos um ingresso de um contingente no mercado consumidor de população – de povo, de talvez 20 milhões, 25 milhões de pessoas que passaram da classe D para a classe C, da C para a B e da B para a A, etc – que consumiu esse valor muito grande. São pessoas que, por exemplo, estão viajando pela primeira vez de avião. É só ir até o aeroporto para ver como os aeroportos estão. Vemos que é a primeira, ou segunda ou terceira viagem de avião para muitas pessoas.
Pergunta: E incentivo para compras de carro?
Resposta: Vamos falar sobre gasolina. Hoje se produz no Brasil 92%, 95% dos carros que são flex fuel. Ou seja, o consumidor escolhe na bomba o combustível que melhor lhe convém. Por que é que a gasolina cresceu dessa maneira?
Pergunta:Porque o preço do álcool subiu muito.
Resposta: Porque o preço do álcool subiu muito, frustração de safra, o álcool subiu demais. Até a semana passada – e esta semana deve estar se repetindo – agora em 2011 só há dois estados onde compensa abastecer com etanol, que é Goiás e Mato Grosso. Todos os outros estados compensam mais a gasolina. Portanto, houve uma transferência do consumo de etanol para gasolina, que representou 17,8%. O diesel cresceu 8,8%. Foi uma safra de mais de 150 milhões de grãos, o crescimento da indústria, etc. Portanto, nós tivemos um ano de 2010 totalmente diferente dos outros anos. Mas mesmo assim, nessa parte dos derivados e do petróleo, nós tivemos um volume, um saldo positivo de balança. Caiu em relação a 2009 de 2,8% para 1,5%, mas ainda assim foi muito positivo. Por que? Porque exportamos muito petróleo.
Em entrevista à CNN en Español, durante o Fórum Econômico Mundial, em Davos, na Suíça, o diretor Financeiro da Petrobras, Almir Barbassa, falou sobre os planos da Petrobras. O executivo afirma que a Petrobras já explora, fora do país, poços mais profundos que o pré-sal, com até 10 mil metros.
“Tecnicamente está tudo controlado. Temos a capacidade de produzir e não é extremamente profundo. Tecnologicamente não há restrição”, disse.
De acordo com o diretor, a média da produção em 2010 foi próxima de 2,6 milhões de barris por dia. “A nossa meta para 2020 é de 5,4 milhões ao dia. Daqui a 4 ou 5 anos devemos atingir a marca de 4 milhões”. O investimento de US$ 70 bilhões em refino e petroquímica até 2014 também foi citado pelo diretor.
O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli de Azevedo, foi o convidado desta quarta-feira (1/12) do programa Brasil em Pauta, produzido pela Secretaria de Comunicação da Presidência da República. A entrevista a 15 rádios de diversos estados do País foi concedida no estúdio da Rádio Nacional, no Rio de Janeiro, e tratou principalmente dos investimentos e projetos da Companhia no Brasil. Também foram abordados temas como a produção no pré-sal, os investimentos em ciência e tecnologia e a ampliação da capacidade de refino.
Ao ser perguntado sobre quando começaria a produção no pré-sal, Gabrielli foi enfático: “A produção no pré-sal já começou, estamos produzindo desde maio de 2009. Temos hoje o sistema definitivo em Tupi (FPSO Cidade Angra dos Reis), que deve, em cerca de um ano, atingir a sua capacidade de produção de 100 mil barris por dia. Já há produção no pré-sal também no Espírito Santo, no Parque das Baleias, em Jubarte, onde já tínhamos produção no pós-sal. A produção, portanto, já está em curso no pré-sal”.
O presidente fez ainda previsões de produção de petróleo extraído abaixo da camada de sal para os próximos anos, considerando apenas as áreas que já foram concedidas sob a legislação atual. “Nessas áreas já concedidas, a previsão é que tenhamos, em 2014, 214 mil barris por dia de produção. Em 2020, em 10 anos, a produção da Bacia de Santos será igual à produção da Bacia de Campos, que levou 40 anos para ser desenvolvida”.
Clique abaixo para ouvir o programa:
Ao responder sobre o aumento de investimentos da Petrobras em refinarias, o presidente traçou um paralelo entre a década de 1980 e os dias de hoje:
— Em 1980, o Brasil produzia 181 mil barris por dia de petróleo. Foi nesse ano que foi construída a última refinaria no País, em São José dos Campos (SP); esta elevou a capacidade de refino no Brasil para 1 milhão e 380 mil barris por dia. Nessa época, o consumo no País era de 1 milhão de barris diários, a capacidade ociosa (das refinarias), era, portanto, em torno de 400 mil barris por dia. De lá para cá, durante 30 anos, praticamente não investimos em refinarias, os investimentos foram direcionados principalmente para aumentar a produção. E, em 2009, a produção de petróleo chegou a 1 milhão e 900 mil barris por dia, dez vezes maior que a produção de 30 anos atrás. A capacidade de refino, que era de 1 milhão e 300 mil barris por dia, foi para 1 milhão e 800 mil barris (em 2009) e o consumo brasileiro praticamente dobrou, chegando a quase 2 milhões de barris por dia. Hoje importamos diesel, querosene de aviação, gás de cozinha, e estamos no limite da capacidade das refinarias existentes. Se o País continuar crescendo, e nossa projeção é que cresça em torno de 4% ao ano, o consumo brasileiro em 2020 vai estar próximo a 3 milhões e 300 mil barris por dia. A produção brasileira estará em torno de 4 milhões em 2020, mas nossa capacidade de refino seria de apenas 2 milhões de barris. A Petrobras é fortemente voltada para o mercado brasileiro e não vende aqui o petróleo cru, mas sim gasolina, diesel, óleo lubrificante, QAV, nafta, gás liquefeito de petróleo, lubrificantes e óleo para navio. Portanto, é absolutamente estratégico ampliar a capacidade de refino no Brasil. A margem do refino é sim uma margem mais volátil. Mas nós temos uma política de preços no Brasil de não repassar no mercado brasileiro – gasolina, diesel e GLP- toda a flutuação diária dos preços internacionais. Nós mantemos a relação dos nossos preços com os preços internacionais só no longo prazo. Portanto, no caso brasileiro, nós temos muito mais estabilidade na margem em comparação aos outros lugares.
Gabrielli também destacou a importância dos investimentos da empresa em Ciência e Tecnologia. “A Petrobras sempre se destacou por ser uma Companhia que dá muita importância à pesquisa e desenvolvimento para solucionar os problemas tecnológicos. A Petrobras duplicou o Cenpes, Centro de Pesquisas da Companhia no Rio, que é o núcleo de um conjunto de investimentos em laboratórios de pesquisa e desenvolvimento. É o maior centro de investimentos na área de petróleo e gás voltado para águas profundas do mundo e é também hoje o maior centro integrado que envolve todas as atividades de petróleo do mundo”, ressaltou o presidente. Ele destacou ainda que os investimentos em pesquisa vão além da área de 300 mil m² do Cenpes e envolvem dezenas de universidades em todo o Brasil. “A Petrobras também implementou, com apoio da Agência Nacional do Petróleo, o programa Redes Temáticas, que envolvem cerca de 50 redes de assuntos diferenciados no Brasil, com mais de 70 instituições brasileiras, universidades e centros de pesquisa no Brasil inteiro. Nesses locais, a Petrobras está implantando laboratórios que equivalem a quatro vezes a área do Cenpes. E isso está dando a essas instituições capacidade de pesquisa empírica gigantesca, com laboratórios de altíssimo nível e padrões internacionais. Isso criou redes com centenas de pesquisadores e milhares de estudantes para desenvolver ciência e tecnologia voltada ao petróleo”, concluiu.
A partir desta quarta-feira (03/08), os leitores do blog Fatos e Dados podem enviar perguntas ao presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, sobre o Plano de Negócios da Companhia para o período 2011-2015.
A partir desta terça (21/06) e até o próximo domingo (27/06), os leitores do Fatos e Dados terão a oportunidade de entrevistar o presidente da Petrobras Distribuidora, José Lima de Andrade Neto. As perguntas devem ser enviadas até as 23h59 de domingo, pela seção de comentários. As dez melhores serão selecionadas e respondidas pelo presidente. Participe!
Primeira companhia autorizada pelo governo norte-americano a operar um FPSO (unidade flutuante de produção, estocagem e escoamento) no Golfo do México, a Petrobras prepara-se para dar início à produção dos campos de Cascade e Chinook em 2011.
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Em entrevista à CNN en Español, durante o Fórum Econômico Mundial, em Davos, na Suíça, o diretor Financeiro da Petrobras, Almir Barbassa, falou sobre os planos da Petrobras. O executivo afirma que a Petrobras já explora, fora do país, poços mais profundos que o pré-sal, com até 10 mil metros.
