Entrevista de Gabrielli para Brasil Energia

Data: 13/09/2011 

Fonte: Brasil Energia

Autor: Claudia Siqueira e Felipe Maciel

José Sergio Gabrielli: 

O plano de negócios nas entrelinhas

Prevendo o que chama de “lipo, sem corte de músculo ou osso”, o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, revela que o programa de desinvestimento faz parte de uma nova filosofia da companhia e adianta que a venda de ativos irá incluir áreas de produção offshore isoladas no Brasil, além de ativos no exterior. Os interessados em campos marginais, porém, não devem ter muitas esperanças.

O executivo avalia o Plano de Negócios 2011-2015, revelando detalhes dos bastidores de sua aprovação pelo Conselho de Administração. Ele ainda analisa o futuro do setor de petróleo mundial e os desafios e riscos do novo plano. Entre as preocupações, Gabrielli destaca a capacidade do mercado fornecedor de atender à forte demanda da Petrobras. “Listamos pelo menos 57 equipamentos e sistemas críticos em todas as áreas.”

O Plano de Negócios da Petrobras foi levado ao Conselho de Administração três vezes antes de ser aprovado. Afinal, o que realmente ocorreu?

O que ocorreu foi muito simples. Não é a primeira vez que o Conselho de Administração da Petrobras analisa o plano em diversas reuniões. Nos últimos oito anos, vi isso já algumas vezes, só que isso só veio a toa desta vez. A segunda questão é que temos um quadro em que a Petrobras, nos últimos oito anos, dobrou o investimento a cada dois anos. Em 2003, quando entrei aqui, a Petrobras investia US$ 5 bilhões por ano, e, em 2010, investiu US$ 43 bilhões no ano. Evidentemente que o crescimento do volume de investimentos estressa a estrutura da corporação. Neste ano, o CA fez uma reunião para discutir o plano de negócios depois de duas mudanças importantes. A primeira foi a capitalização de 2010, a maior do mundo. Quando fizemos essa operação, dissemos que era para fortalecer a estrutura de capital da companhia de forma a possibilitar que ela alavancasse a dívida que ela precisava, sem ameaçar a situação de investment grade. O conselho deu um sinal claro para a diretoria de que não poderíamos fazer nova capitalização neste período. Segundo, o mercado financeiro, neste período, também passou por mudanças. Em um momento, a expectativa é de que ele fosse ficar parado, sem crescer, mas ele teve um fôlego de crescimento no final de 2010 e começou o ano de 2011 com muitas incertezas sobre as perspectivas, se vai afundar, se vai crescer. Há um conjunto de incertezas, principalmente sobre os países desenvolvidos. Neste sentido, a orientação do conselho foi de que a Petrobras fosse mais conservadora do que otimista. A terceira orientação foi no sentido de que o programa afetasse o mínimo possível a produção, portanto qualquer alteração tinha que seguir esse conceito. Por outro lado, temos a economia brasileira crescente que vai ser um dos maiores mercados consumidores de petróleo do mundo. Estaremos consumindo mais de 3 milhões de barris/dia de derivado de petróleo, em 2020.

A situação do Refino preocupa?

Já estamos com uma situação de capacidade de refino completamente estrangulada, porque já importamos gasolina, diesel, QAV, nafta e GLP e, com o país crescendo do jeito que está, é preciso crescer a capacidade de refino. Então, trabalhemos para  que aumente a capacidade de refino em função do crescimento do mercado doméstico. Precisamos trabalhar com outra coisa. A safra de cana e a produção de etanol estão rateando, tendo dificuldades. Isso significa que o maior produtor de gasolina do país está sendo ameaçado porque não tem capacidade para aumentar a produção e, por outro lado, o etanol também não está crescendo e é um negócio rentável. Por outro lado, temos um outra situação pois investimos fortemente na montagem de uma enorme infraestrutura de gás no país, de produção de energia elétrica e montamos , mas o mercado tende a crescer. Portanto, pense em investir alguma coisa em termos de flexibilidade no mercado de gás. Nós fizemos isso.

Por que tantas idas e vindas e toda a demora?

O portfólio de projetos da Petrobras no Plano 2011-2015 tem 688 projetos acima de US$ 25 milhões, tem mais de três mil projetos abaixo de US$ 25 milhões. Revisamos todos esses projetos, isso leva tempo, não é uma coisa que se faz toda hora. Tem que olhar no cronograma projeto a projeto, identificar gargalos, ter um cronograma mais realista em todos os projetos, viabilizar as condições econômicas de todos, isso é um processo demorado. E finalmente chegamos então ao Plano, que é de US$ 224 bilhões, de 2010 a 2014, e US$ 224,7 bilhões de 2011 a 2015. Mas não são planos iguais, tem várias diferenças, não só os US$ 700 milhões de diferença. Primeira diferença: O primeiro é de R$ 419 bilhões. O segundo, é R$ 389 bilhões. Em reais é uma diferença enorme. Segunda diferença: no primeiro, o E&P tinha 53%, no segundo o E&P tem 57%. Terceira diferença: o refino tinha 33% e caiu para 31%. Mas essa caída para 31%, metade do investimento do refino é para melhoria do quadro das refinarias atuais, e metade é para expansão de novas refinarias. Na melhoria das atuais, fechamos o ciclo dos investimentos em qualidade, fechamos o ciclo dos investimentos nos HDTs e HDs que vão diminuir o enxofre do diesel e na gasolina. Acaba esse ciclo nesse período. E vamos investir em infraestrutura, em apoio ao E&P. Porque se vamos crescer a produção de 2 milhões para 3 milhões no Brasil de petróleo, precisamos ter mais navios, mais terminais, mais capacidade logística. No gás, vamos fazer mais um terminal de regaseificação, portanto vamos passar de 21 milhões de m³ para 41 milhões de m³ de capacidade de regaseificação, o que dá flexibilidade. Vamos construir mais três plantas de uréia e amônia. Com essas plantas, você dá flexibilidade, porque transforma a molécula do metano que não é estocável, em uma molécula estocável. Amortece o ciclo da corrente da chuva, porque a demanda por termelétrica depende da expectativa de chuva. Então com isso amortece, estabiliza e viabiliza a melhoria do resultado do gás. No biocombustível, intensificamos os investimentos em etanol e vamos crescer a produção de etanol de 5,3% para 12% do mercado.

Financeiramente, o PN é viável?

É. Porque se o preço do petróleo ficar em US$ 80, vamos gerar de caixa US$ 125 bilhões, depois de pagamento de dividendos e depois de pagamento das despesas. Mais os US$ 26 bilhões que temos em caixa hoje, mais os US$ 13,6 bilhões de reestruturação de ativos e venda de ativos, mais US$ 91 bilhões de dívida, dá US$ 255 ou US$ 256 bilhões, que é o investimento mais a amortização da dívida. Se o preço do petróleo for a US$ 95, a dívida cai de US$ 91 bilhões para US$ 67 bilhões. É possível captar isso nesse período? Acreditamos que sim.

E se o preço do petróleo for abaixo de US$ 84?

Depende do que for abaixo. Os projetos aprovados até 2006 são economicamente viáveis a US$ 16. Porque esse era o preço de robustez. Os projetos de hoje são aprovados abaixo de US$ 45. Temos um portfólio com projetos que são viáveis a US$ 2. Quem gera receita não é o projeto de investimento, é o ativo existente que já está aprovado.

Mas, o cenário econômico dos países altamente consumidores é incerto e os emergentes podem não necessariamente cobrir a oferta do petróleo...

Não sei. Porque nos últimos quatro cobriram. A demanda mundial pulou de 83 milhões de barris para 89 milhões de barris e o forte crescimento foi registrado na China, Índia, Brasil, Rússia, África do Sul, países da antiga União Soviética - Estônia, Letônia e Lituânia - América Latina e África. Esses é que aumentaram a demanda.

Mas esses países vivem em função dos ricos...

Não. Essa é a nova característica desse mercado. Esses países tem, é claro, um papel na exportação importante, mas a dinâmica econômica desses países nesse momento, é de inclusão social. A China está transformando a sua agricultura, a Índia está avançando internamente, dentro do país, o Brasil sem sombra de dúvidas está acabando com a pobreza e diminuindo a desigualdade. O mercado interno desses países passou a ser o principal motor de crescimento. O que não ocorre nem com os EUA, nem com a Europa, nem com o Japão.

Qual a previsão que a Petrobras faz para 2015 do mercado de petróleo?

Não diria que tenho uma previsão para 2015 e sim uma visão até 2020. O mercado hoje está em torno de 88/89 milhões de barris. Se a demanda mundial de derivados de petróleo ficar estável nesta faixa, a produção atual vai declinar naturalmente até 2020 e, nessa época, vamos precisar de 45 milhões de barris a 65 milhões de barris novos somente para compensar o declínio. Essa produção nova virá de três fontes principais: do aumento do fator de recuperação dos poços já em produção dos campos já descobertos, da introdução de novas descobertas e de descobertas a serem feitas, o que terá que ter um volume razoável. Dadas as descobertas hoje, a transformação dos investimentos exploratórios e investimentos de desenvolvimento da produção vão acrescentar muita coisa. Nesse sentido a Petrobras é a maior contribuinte do mundo. Nós não antecipamos crise de falta de demanda de petróleo. Ao contrário. Antecipamos uma situação de mercado físico apertado. Em cima desse mercado físico apertado, de oferta e demanda, uma seguindo a outra muito de perto, não há porque o preço cair.

Mas e as taxas de juros e o movimento especulativo?

As taxas de juros até 2015 provavelmente serão baixas. Estamos em um ciclo de taxas de juros baixas. Mundiais, com exceção do Brasil. O fato de ter uma taxa de juros baixa, em uma economia que tem liquidez. Porque não é um problema de não ter liquidez. O problema é que quem tem dinheiro está muito seletivo na escolha de projetos. Mas tem liquidez, e a taxa de juros é baixa. O que acontece é que o capital move e busca rentabilidade nos mercados futuros. Os mercados futuros que estejam especialmente apertados em oferta e demanda. O que está acontecendo hoje é que o volume de compras de petróleo especulativas é igual ao volume de 2008, no auge da crise. Não vemos porque isso vá cair. O que isso hoje implica? Que se no fundamento do mercado não há porque cair o preço, no movimento especulativo o preço vai variar muito, vai haver muita volatilidade. Essa é a expectativa que temos.

O sr. mencionou o fato de a Petrobras ter dobrado seus investimentos nos últimos anos, alegando que isso estressa a companhia...esse é o motivo do desinvestimento de US$ 13 bilhões? A Petrobras cresceu demais nos últimos anos?

O desinvestimento é um fenômeno normal na maioria das empresas. É inédito na Petrobras. É um desinvestimento relativamente pequeno, para o tamanho do investimento.

O sr. considera US$ 13 bilhões um volume pequeno?

Para US$ 224 bilhões, é cerca de 5%. Sendo que metade dele é financeiro. Metade é ajuste dos recebíveis. Hoje tem um equipamento que leva cinco anos para fazer entrega para a Petrobras, e tem vários marcos no meio do caminho. E a Petrobras paga. O que estamos querendo fazer? Como ajudamos a montar o Progredir, que é um programa que envolve os seis maiores bancos comerciais brasileiros, e o programa pode oferecer ao fornecedor da Petrobras e ao fornecedor do fornecedor, até o quarto elo, um dinheiro mais barato do que o mercado pode pagar, porque ele tem a garantia que a Petrobras vai pagar, nós queremos que o Progredir substitua a Petrobras no pagamento das fases intermediárias. Com isso libera o recurso pago pela Petrobras. Essa é uma maneira financeira. Outra maneira financeira também. Nós damos uma série de garantias em dinheiro. Nós podemos substituir por garantia de seguro, podemos substituir por fiança bancária. Isso também libera dinheiro. Isso é metade dos US$ 13 bilhões. Não é venda de ativos. As vendas de ativos e a venda de ações é metade dos US$ 13 bilhões. Então é 2,5% que nós estamos falando.

Ainda assim é um volume considerável...

Não para uma empresa que produz 2,7 milhões de boe/d no Brasil e no exterior, que atua em 27 países, que tem 87% do seu investimento internacional de US$ 11 bilhões voltado para E&P, que tem só no Golfo do México 180 blocos exploratórios, que tem hoje mais de 300 áreas de exploração, que vai perfurar mil poços daqui até 2015.

O valor relativo não é realmente significativo, mas em termos absolutos, pegar US$ 6,8 bilhões de ativos é significativo...

Sabe quantas empresas o sistema Petrobras tem? 285.

A maioria delas de papel...

São empresas de ativos. É uma fonte normal de quem tem volume de investimento grande. Estamos hoje com uma divida liquida em cima do Ebtida, uma taxa de alavancagem em torno de 17% ou 18%. Podemos chegar, pelas definições do Conselho de Administração da Petrobras, entre 25% e 35%. No nosso plano, vamos ficar entre 19% e 26% de taxa de alavancagem. Temos outro limitador que é importante e foi dado pelo Conselho, que é a razão entre a dívida líquida e o Ebtida. O máximo que podemos chegar é 2,5%. Hoje estamos entre 1,6% e 1,9%. Portanto, é um plano financeiramente sólido, mesmo com esses volumes.

Então porque vender ativos?

Primeiro porque é uma forma de conseguir não pagar juros. Porém só tem sentido vender ativos se o que você deixa de investir é maior do que o que teria que investir se mantivesse o ativo. Se a rentabilidade do ativo for menor do que se usar o recurso daquele investimento em outro ativo, de maior rentabilidade. É perfeitamente normal isso. Em terceiro, tem ativos que são periféricos para a atividade central da companhia. Se tirar ele, aumenta a eficiência da gestão dos ativos centrais da companhia.

Mas isso é uma nova filosofia? A Petrobras sempre disse o contrário, argumentando até que campos marginais eram um celeiro de tecnologia...

É uma nova filosofia, mas os campos marginais, por exemplo, acho que estão fora. Porque não se aplica nessa situação. A maioria dos campos marginais que temos, estão dentro da nossa infraestrutura. Colocar uma terceira empresa dentro da nossa infraestrutura aumenta o problema, ao invés de diminuir, em termos de custo. Campo maduro produz muita água. A separação óleo e água é uma coisa custosa, exige unidade de separação. Essas unidades são hoje da Petrobras, já com o limite pleno. Uma empresa pequena, para montar uma unidade de separação de óleo e água é mais caro e torna-se menos economicamente viável. Naqueles campos que tem possibilidades de aumentar a recuperação, os investimentos são altos, como estamos fazendo. Aí compensa. O investimento é alto mas compensa o retorno. Consequentemente, não são os campos maduros que serão nosso alvo.

E qual é o alvo?

Campos isolados no mar do Brasil, que não são principais e têm características de reservatórios difíceis de produzir, com baixa rentabilidade. Isso é uma possibilidade. Não darei exemplos, antes que me cobrem. Outra possibilidade são áreas exploratórias que temos fora do Brasil, que não são exatamente aderentes ao que fazemos no Brasil. Não são em águas profundas, são áreas com baixa perspectiva de sucesso ou que a sísmica e os dados de geologia e geofísica indicam que a permeabilidade é baixa. São áreas que têm uma antecipação que o valor máximo esperado é baixo e faz sentido vende-las. Temos participação em ações de diferentes empresas. Podemos vender parte dessas participações. Por que tenho que ter 40% de uma empresa se posso ter 30%? Posso vender isso. Tem que analisar caso a caso. Temos ativos na companhia, que permitem que comecemos a fazer isso sem necessariamente perder o controle do que é chave, dos ativos que são fundamentais.

No E&P pode haver venda integral de ativos?

Existe essa possibilidade, ou não. Já saímos 100% de alguns países. Saímos da Índia, por exemplo. No passado. Farm out não é uma coisa nova. A Petrobras faz farm-out toda hora.

Mas um maior volume de recursos a companhia arrecadaria vendendo ativos aqui do que lá fora?

Não. Acho que a maior parte dos ativos de farm-out que vamos ter é fora do Brasil. Não vamos vender a joia da coroa. O pré-sal tá fora.

Entre o pré-sal e a Bacia do Recôncavo há uma longa lista de projetos....

Vamos ver o caso do João Mar. Estava parado, produzia pouca coisa. Agora vai bater pico de produção, com nova tecnologia. O que nenhuma empresa pequena ia fazer. Uma injeção transversal, utilizando sondas de construção local. Uma empresa pequena não faz esse investimento, são US$ 200 milhões ou US$ 300 milhões. E vai aumentar a produção.

O sr. disse recentemente que o momento não é propício para venda de ativos.  Até quando a Petrobras pode esperar por esses recursos?

Eu disse participações. Dos 50%, tem uma parte que é farm-out. Disse também que não vejo falta de apetite por petróleo, então farm-ins e farm-outs tem demanda. Tem gente querendo comprar, mesmo na crise, porque ninguém na área de petróleo olha o que está acontecendo na tela do computador todo dia, porque se fizer isso fica doido. Olha, mas não leva em consideração isso para tomar decisão. Disse que vender ações nesse momento pode não ser um bom momento. Para vender ações. Que é uma parte dos ativos que a gente vai vender. Temos US$ 26 bilhões no caixa hoje. Nosso Ebtida é US$ 40 bilhões ou US$ 50 bilhões por ano. Não estamos apertados.

Mas esse desinvestimento precisa entrar...

Será feito nos próximos dois anos e meio. O nosso horizonte é esse. Esse ano nosso investimento seria de R$ 93 bilhões e vamos fazer R$ 84,7 bilhões. Ano passado, fizemos R$ 76 bilhões.

Qual a expectativa de caixa para o final do ano?

Não vou dar essa expectativa. Não quero a multa da CVM em mim. Fechamos o ano passado em vinte e poucos bilhões. Nosso caixa mínimo é em torno de R$ 10 bilhões.

A Petrobras planeja chegar  com uma produção de 6,4 milhões de boe/dia em 2020, mas historicamente o crescimento registrado tem sido de 10% ao ano. Como conseguir isso?

Até 2015, vamos implantar 19 sistemas de produção. Dos quais, 15 estão sob contrato ou em construção. Os que vão entrar em 2014-2015 são os que estão em fase contratual ainda não concluída. O que entra até 2013, está tudo contratado. São 19 sistemas de produção novos, FPSOs e semissubmersíveis, que vão entrar em produção até 2015, sendo 10 no pós-sal e nove no pré-sal. Isso leva a produção de petróleo do Brasil de 2 milhões de barris/dia para 3 milhões de barris/dia em 2015. De 2015 a 2020, vamos implantar 35 novos sistemas. Em 2015, vamos ter uma frota de 65 unidades de mais de 2 mil metros de profundidade. A frota atual  mundial é de mais de 70 sondas. Vamos ter 65 conosco. Sendo 28 construídas no Brasil. Outras 39 sondas já estão sob contrato. Vamos estar até 2013 com 39 sondas. Em 2006 tínhamos apenas duas unidades de águas profundas. Em 2010, fechamos com 15. Em 2011 serão mais 13. A realidade é completamente diferente. O ramp-up da produção é muito mais rápido. Cortamos hoje o que era 100% de tempo de perfuração há quatro anos atrás, hoje é 66% do tempo. Ganhamos em tempo de perfuração, nos nossos poços, 34% em quatro anos. Vamos especializar com uma frota de sondas desse tipo, para fazer diferentes trabalhos, sondas de tipos diferentes. Sondas mais complexas vão fazer trabalhos que exigem mais complexidade. Sondas mais simples vão fazer trabalhos mais simples. Vamos ter sondas móveis genéricas, que possam ser usadas em diferentes situações. Como temos hoje FPSOs que são dedicados até a TLDs. Vamos fazer 30 TLDs, perfurar mil poços. Vamos ter uma frota de barcos de apoio, em 2020, de 568 barcos. Hoje são 280.

Todo esse crescimento vai demandar muita mão de obra...

Vamos sair de 85 mil pessoas no sistema para 103 mil. Não acreditamos que vamos ter problemas de recrutamento. O penúltimo concurso que fizemos, oferecemos 2 mil vagas e tivemos 390 mil candidatos. Hoje estamos com um concurso em andamento, com 590 vagas, 179 mil inscritos.

Em quanto tempo hoje você consegue contratar?

Nosso processo de treinamento, até entrar e ser treinado varia de oito meses e dois anos, mas ele é admitido. A Universidade Petrobras treina 60 mil pessoas por ano. Só o pessoal da Petrobras. Não é da cadeia de fornecedores. O Prominp vai treinar 280 mil pessoas até 2014. Já treinou 79 mil para a cadeia de fornecedores.

A Petrobras terá que contratar no período de cinco anos 14 mil pessoas. Como fazer isso tendo que cumprir os trâmites de concurso público?

Já fizemos. Hoje, 52% da Petrobras tem menos de 10 anos e 46% tem mais de 20 anos. Essa é a realidade. Temos uma força base nova na Petrobras.

Como fazer para diminuir esse gap de conhecimento?

Esse é o grande desafio que temos. Como fazer para que haja uma transferência de conhecimento dos mais experientes para os mais novos. Para isso estamos fazendo várias coisas. Primeiro, equipes mistas, sempre. Nossas equipes são sempre com pessoas das duas gerações. Estamos fazendo uma mobilização interna, porque são duas gerações distintas, com culturas e valores diferentes. A transferência de valores é mais importante do que a transferência de conhecimento, porque o pessoal novo chega com formação básica sólida, boa. O problema é que não tem experiência vivencial. O problema é a transferência da experiência prática, com a transferência de valores, princípios, procedimentos, hábitos, expectativas. Temos que avançar muito nos processos de desenvolvimento, de ensinar e acompanhar as pessoas no local de trabalho, fazendo com que a experiência seja vivida e a transferência de conhecimento também. Temos que fazer a transferência de conhecimento sem ameaçar de forma alguma o principio básico: não pode ameaçar a segurança. Se tiver problema de ameaça de segurança, o mais antigo domina. Acabamos de aprovar um programa de aceleração dos jovens, na carreira. Estamos acelerando a progressão do jovem, porque vamos precisar. Surpreendentemente, o grau de saída que temos muda dramaticamente entre os de menos de quatro anos e os de mais. Até quatro anos temos uma taxa de saída que é quase o dobro. Ou seja, se o sujeito fica até quatro anos, ele permanece aqui. Esse é um público alvo. Tem um segundo público alvo que temos que trabalhar. São os experientes, que não estão ainda no final da carreira, mas estão com seus 25, 28, 30 anos de carreira, são extremamente bons profissionais, e que o mercado cirurgicamente vai atrás dele. Temos que fazer programa de retenção, melhorar as condições salariais desse pessoal. Estamos trabalhando basicamente nas três pontas. Na entrada, com os mais novos, no final de carreira, e no meio, vamos ter que valorizar um pouco mais mérito, eficiência, compromisso.

Tendo em vista o desinvestimento, pode-se esperar que a Petrobras coloque o pé no freio em certos investimentos?

Estamos com US$ 22,8 bilhões para exploração. São mais de US$ 4 bilhões para exploração por ano. Desses US$ 22 bilhões, a maior parte vai ser em áreas fora do pré-sal. No nosso plano um centavo, nem um barril, da partilha de produção. Porque não podemos planejar o que não sabemos. Dos US$ 22 bilhões, a maior parte a maior parte do investimento é para atividades exploratórias fora do pré-sal. Dentro do pré-sal é quase metade, mas é menos das metade. Dos investimentos no desenvolvimento das produção, 52% vai ser para o desenvolvimento do pré-sal. Estamos acelerando a produção do pré-sal. Nosso maior investimento no pré-sal era na atividade exploratória.

Mas a Petrobras vai continuar investindo na compra de novos ativos exploratórios, como fazia pesadamente?

Claro. A Petrobras não mudou um milímetro a sua visão de que a melhor maneira dela crescer é via resultados exploratórios. É o nosso forte. Nosso custo de descoberta é US$ 2 por barril e vamos manter esse custo até 2015.

Vale a pena então a Petrobras entrar em um novo leilão?

Claro que vale. A Petrobras passou por grandes mudanças em 2003, todas acertadas. De 98 a 2003, nosso portfólio exploratório declinava. A partir de 2003, decidimos crescer o portfólio exploratório. No primeiro leilão, entramos sozinhos praticamente, porque ninguém queria vir, todo mundo tinha avaliações equivocadas sobre o Brasil. A partir daí, passou a ter parceiros e passou a participar menos. Mas foi fortemente para leilões e cresceu a área exploratória. Isso trouxe até a alguns problemas para nós, entre 2004-2005, no segmento de produção, pois tínhamos pouca sonda e tinha que fazer uma escolha de Sofia. Ou usava a sonda para delimitar a descoberta ou para aumentar a produção. Agora de novo, em 2009, tivemos o mesmo problema. Como as sondas contratadas não chegaram, tivemos que optar. Vamos devolver a área do pré-sal? Acha que éramos malucos? Fizemos sete poços só em Lula. Aumentamos os investimentos exploratórios, em tudo. No pré-sal, relativamente menos, mas vamos continuar investindo fora do pré-sal. Temos bacia equatorial, Sergipe Alagoas, Jequitinhonha, bacia do São Francisco, Solimões, Pelotas, Pará –Maranhão.

Os investimentos destinados ao desenvolvimento do pós-sal foram reduzidos. Isso pode afetar o plano de alguma forma?

O custo de extração do pré-sal é menor, em função do volume de produção. O poço que está ligado ao piloto de Lula produz 36 mil bpd, que é quase a produção das Bahia, que tem 2 mil poços. O custo do pré-sal é mais baixo, então não é por ai. Por outro lado, temos no pós-sal um programa Varredura, que é extremamente importante e prevê a perfuração de 67 poços e contempla atividade exploratória em ringue-fence de campos já delimitados. Com esse programa, já descobrimos 2 bilhões de barris de óleo recuperável. Isso significa que você perfura o poço, conecta em uma plataforma já existente, e está produzindo. O custo disso é inferior a US$ 10. Se conseguirmos testar as novas tecnologias que estamos desenvolvendo, de separação de óleo e água no fundo do mar, e de injeção no fundo do mar. Olha o que vai acontecer: temos hoje a limitação de aumentar a produção dos campos mais maduros da bacia de campos, que é a limitação do processamento de líquido na superfície. Como o campo maduro vai estar produzindo mais e mais água...em terra, tem uma solução que é injetar mais água. Mas no mar não pode. No mar está limitado pela capacidade de processamento de líquido, água e óleo, dos sistema flutuante. Se a gente conseguir separar a água no fundo dos mar, não precisa colocar a água para cima. Aumenta automaticamente a capacidade de processar petróleo. Para isso precisa aumentar a injeção lá embaixo. Nós estamos testando até o final do ano captar água a 70 metros do fundo do mar, e injetar essa água, tudo isso no fundo do mar. Com isso, aumenta a produtividade imediatamente dos campos existentes. E aumenta a rentabilidade. Por outro lado, se conseguirmos de fato desenvolver essa produção, isso vai ter um papel importante também no pré-sal, porque os sistemas novos vão ser mais leves, mais simples. Porque todas as unidades de separação e de injeção que estão hoje na superfície vão ficar no fundo do mar. Tem menos gente, a logística é outra. É outra tecnologia.

O sr. disse que o PN 2011-2015 é muito sólido. Não há riscos?

O principal risco é a velocidade com que a cadeia de fornecedores tem para atender à nossa demanda. Será preciso ampliar a capacidade de atendimento em vários segmentos. Listamos pelo menos 57 equipamentos e sistemas críticos em todas as áreas, que vão afetar a capacidade de produção desse sistema num único. A produção mundial tem que crescer para atender a demanda. Um sistema da Bacia de Santos precisa de 24 âncoras. Cada sistema precisa de 72 km de cabos para segurar a âncora. Vamos precisar de 500 árvores de natal molhadas. Nos oito cascos que estamos fazendo, cada um tem quatro ou cinco sistemas de compressão. Estamos falando de 2,5 mil m de lâmina d'água. Tem um conjunto de coisas que ainda não tem.

E se a indústria não atender?

Atrasa. E não é só conteúdo nacional, isso é demanda mundial. Claro que com a escala que temos, estamos atraindo a indústria para vir para cá E de fato ela está vindo porque é aqui que está o mercado.

Dá para quantificar hoje a capacidade que a indústria tem de resposta ao plano?

Depende do que. Pegamos um FPSO, dividimos em 13 sistemas. Desses 13, a indústria brasileira teve dificuldade em quatro. Tubo, máquinas, instrumentação e automação. Já dos sistemas submersos, a indústria brasileira é eficiente em todos os tempos.

Dos US$ 224 bilhões, quanto deve ser investido no país?

Cerca de 95% é investimento no Brasil, dos quais 65% mínimo é nacional, compra brasileira. Mas o nosso efeito é o dobro disso, porque isso é investimento. Dentro do investimento tem um gasto operacional, que é quase igual.

Alguns dos projetos que estavam previstos para o período 2011-15 foram postergados para o pós 2015. O que se pode esperar da Petrobras pós 2015? Os investimentos serão ainda maiores para compensar isso?

O investimento vai ser maior, provavelmente vai. Se vou precisar desinvestir mais ou vou precisar fazer mais lentamente que em cinco anos, não posso dizer, porque não sei como vai ser o preço do petróleo, não sei de fato qual vai ser a produção que vamos estar em 2016-17. Dependemos da rampa de produção de 2015 em diante e, dependendo do preço do petróleo, posso precisar mais ou menos, ou até fazer mais lentamente. É impossível dar a resposta. Só posso dizer que para fazer em cinco anos, temos mais coisa para fazer do que em cinco anos. As refinarias por exemplo. A primeira refinaria a entrar em operação entra em 2013, que é a Abreu e Lima, a segunda é o Comperj, em 2014, a terceira é a Premium I em 2016, a Premium II entra em 2017, o segundo trem da Premium I entra em 2018, e o segundo trem do Comperj em 2019. E ai a gente chega a 3,125 milhões bpd de capacidade de refino, em um mercado que vai estar entre 3 milhões barris e 3,3 milhões barris.

Qual a média do lifting cost no Brasil?

A média de hoje é de US$ 10, sem participações especiais.

A entrada em operação dos projetos do pré-sal fará com isso tenda a cair?

A medida em que a produção do pré-sal vai crescendo... A produção do pré-sal é hoje 2% da nossa produção Em 2015 vai ser 18%. Em 2020 vai ser 40%. Na medida em que a produção do pré-sal vai crescendo, e como o lifting cost do pré-sal é mais baixo, vai caindo. Porém, em dez anos os campos amadurecem e perdem mais potência do que os jovens. E o custo dos mais velhos é maior. Tem o efeito do aumento do custo dos campos mais maduros

Existe uma previsão?

Estamos trabalhando com US$ 2 para descobertas e US$ 10 o lifting cost.

O que difere esse plano de desinvestimento daquela Rodada Petrobras feita no final da década de 1999 e tão criticada pela atual gestão?

Tem várias coisas. Primeiro, nada do que for complementar à nossa atividade será colocado aí. Só estaremos colocando a gordura excedente, que precisa ser tirada, porque dificulta o organismo. É uma “lipo”, não vamos cortar músculo, nem osso. E lá cortaram.

Extraído da AEPET

Entrevista IMPRESSIONANTE, do presidente Gabrielli, da Petrobrás, ao Estadão.

Comentários do pessoal da Vila Vudu

A entrevista é IMPRESSIONANTE, pela qualidade e quantidade de boas informações que o presidente da Petrobrás oferece. Mas oferece porque quer oferecer, não porque o jornalista entrevistador tenha qualquer interesse ou virtude em obter informações de boa qualidade.

A entrevista é IMPRESSIONANTE, também, pela paciência do presidente Gabrielli, que aguenta, sem se perturbar, o malho incansável do jornalista, que está decidido a obrigá-lo a dizer o que o Estadão quer publicar.

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Entrevista de José Sergio Gabrielli, presidente da Petrobrás, ao Estadão

22/10/2010, 10:25 (também no Twitter do Pres. Gabrielli)  

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.

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.

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? 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 da 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 quê? 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 títulos do 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 cresceram, 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 por que 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.

Nesse 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 reservas. 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 quê? 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, às vezes, a mudanças no regime contábil, o que nos força a ter um prejuízo contábil por desvalorização dos 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, disparadamente.

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 têm 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 unidades 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 oito vezes 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.