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