A entrevista de Gabrielli

Transcrição de Lilian Milena

ABERTURA NASSIF

Nassif – Vamos começar a entrevista com o presidente da Petrobras, Sérgio Gabrielli, pelo blog, portal brasilianas, temos mais oito blogs que estão transmitindo simultaneamente, ao vivo. O ponto central das dúvidas com relação ao Plano de Negócios da Petrobras é significativo, a Petrobras no final dos anos 1970, com a exploração da Bacia de Campos, ajudou a fazer uma revolução na política industrial brasileira com a capacitação de fornecedores e da falta de dólares para poder importar equipamentos, e tudo mais, fazendo do limão uma limonada. Agora com as descobertas do pré-sal, ela passa a ter um dilema que é significativo, contornável e relevante para definir o futuro do país, de um lado torna-se o principal instrumento de política industrial, alavancando uns cem número de setores, tem-se a prioridade para os equipamentos nacionais, do outro lado ganhou um reforço de capital relevante – caminha para ser uma das maiores empresas do mundo. Do outro lado tem as questões de até que ponto tem que casar a rentabilidade necessária para alavancar capital com as incumbências de políticas industrial que foram jogadas nas costas da Petrobras e que vai conferir a ela o papel relevante nas próximas décadas. 

Foi apresentando o plano de negócios, teve dois adiamentos, agora com essa apresentação, o presidente Gabrielli está participando de um conjunto de entrevistas e eventos para esclarecer os principais pontos do plano de investimento, e desse papel que foi outorgado a Petrobras de instrumento da política industrial, e desenvolvimento tecnológico e de outros aspectos ligados a indústria do petróleo.

AMPLIAÇÃO DA CADEIA DE FORNECEDORES

Gabrielli – Tem duas abordagens que gostaria de qualificar. A primeira é que na década de 1970 um elemento chave para a expansão da Petrobras foi à descoberta da Bacia de Campos e foi com isso que se pode fazer um crescimento acelerado da produção de petróleo do país. Só para lembrar, em 1980, a produção de petróleo no país era em torno de 187 mil barris por dia, a produção hoje é de 2 milhões de barris por dia. Significa, portanto, uma taxa de crescimento médio acumulativo de 10% ao ano, nos últimos 30 anos. Um crescimento extraordinário. Esse crescimento se deveu, essencialmente, a descoberta de um novo reservatório, de uma nova fronteira de exploração do petróleo. Se não houvesse essa fronteira, não seria possível desenvolve a indústria nacional, não seria possível aumentar a produção, ou fazer o que a Petrobras fez nesse período. 

AgorAgora de novo estamos frente a uma situação bastante interessante que é quando os campos da Bacia de Campos começam a envelhecer e, portanto começam a reduzir sua capacidade de produção e continuar crescendo, fazemos a descoberta de uma nova fronteira na Bacia de Santos, principalmente, que é ainda maior do que da Bacia de Campos. Isso abre um horizonte de crescimento bastante acelerado e é por isso que estamos dizendo que o país vai sair da produção atual de 2 milhões para chegar em 2020 a uma produção próxima de 5 milhões ou 4,9 milhões de barris. Portanto, mais do que dobrando a produção atual. 

Nesse elemento tem uma característica especial, que nós somos disparadamente a maior empresa na produção de petróleo em águas profundas do mundo. Temos três vezes mais sistemas de produção em operação do que a segunda maior empresa do mundo. Somos três vezes maior. Se você juntar a segunda, terceira e a quarta, são menores do que a Petrobras. Portanto somos muito grandes nas águas profundas, e nas águas profundas você tem alta tecnologia, uma intensidade de capital muito grande e uma cadeia de fornecedores muito grande. 

Se nós vamos crescer, como estamos planejando? Vai ser fundamental ampliar a capacidade de produção mundial de certos seguimentos da cadeia de fornecedores. Essa expansão é melhor que seja feita em território brasileiro para fins do Brasil, sem dúvida nenhuma, e para fins da Petrobras. Portanto, não é nenhuma questão de outorgar à Petrobras o papel de ser um líder ou um vetor fundamental da política industrial, porque para ela enquanto empresa, desenvolvedora e gestora de um projeto que é o maior em investimentos do mundo no momento, é importante que o aumento dessa capacidade ocorra principalmente no Brasil.

O IMPACTO DO CÂMBIO NA COMPANHIA

Nassif – Em relação a essa questão da competitividade da produção brasileira, dos equipamentos, questão de câmbio e outros fatores, como compatibilizar a rentabilidade com essa preferência pela produção nacional?

Gabrielli – Eu sempre digo que a Petrobras é um animal muito complexo. Por exemplo, a relação de taxa de câmbio com a Petrobras é complexa porque já fomos o primeiro, hoje somos o segundo maior exportador do país, então ser o maior exportador do país implica que taxa de câmbio apreciado, o real sendo apreciado, é ruim para o exportador. Mas também somos o maior importador, e nessa posição é bom que a taxa de câmbio apreciada. O efeito líquido depende muito de como está a cada momento nossa importação ou nossa exportação.

Do ponto de vista de ser um grande investidor internacional, que recebe dividendos internacionais, ter uma taxa de câmbio apreciada é ruim, porque recebemos menos reais pelo dólar que geremos no exterior, e nossos ativos no exterior acabam sendo valorizados a um valor menor porque o real é mais forte que o dólar. Por outro lado, também somos um grande devedor em dólar, portanto o pagamento de juros e de amortizações são melhores quando a taxa de câmbio é menor. 

Portanto o efeito líquido depende da intensidade da variação do câmbio e depende do momento em que ocorre essa variação.

PREÇO DOS COMBUSTÍVEIS – GASOLINA

Nassif – tem esse velho dilema dos preços dos combustíveis e necessidades de capitalização da empresa, como se resolve esse dilema em números atuais?

Gabrielli – tenho apresentado recentemente comparação entre os preços de derivados do petróleo no Brasil e nos Estados Unidos de 2003 para cá, nessa comparação mostramos que temos uma aderência praticamente total entre os preços brasileiros e os preços internacionais, ao longo do tempo, ainda que temos movimentos cíclicos de curto prazo distintos. 

Qual é o problema em tudo isso? É que nós temos uma situação de organização industrial do setor de derivados de petróleo no país, algumas características, que são únicas. Primeira característica que é única: nós somos o único país que tem uma empresa do tamanho da Petrobras que tem a grande parte da sua produção dentro do próprio país, que vende essa produção principalmente para suas próprias refinarias que estão dentro do país e que produzem 100% da capacidade de refino do país, e vendem quase toda a sua produção para o mercado doméstico. Não nenhum outro país assim, porque na maior parte deles ou são produtores de petróleo menos do que necessitam, então importam petróleo para as suas refinarias, ou são exportadores de petróleo com mercado interno pequeno. 

A segunda característica própria, é que somos o único país que todas as estações de serviço, todos os antigos postos de gasolina tem pelo menos uma bomba de combustível que entrega álcool diretamente ao consumidor e tem a maior parte dos veículos da frota nova com a opção dada ao motorista para escolher a proporção de etanol e gasolina na bomba, e com viabilidade de fazer isso. E, ainda, que tem pelo menos 25% de etanol na gasolina. Isso também faz com que a relação entre o preço do etanol, preço do açúcar e preço da gasolina seja especial no Brasil.

Tendo essa situação de um player dominante como é o caso da Petrobras não tem sentido pensar fazer a mesma política de preços como numa economia que tem centenas de fornecedores, milhares de consumidores, uma disputa diária entre diferentes formas de logística e de entrega de produto. 

Então é a estrutura comercial e competitiva desses dois mercados é muito distinta. E em todo o mercado que tem uma posição dominante – oligopólio, monopólio – como é o caso do mercado brasileiro, a política de preços não pode ser ajustável a qualquer dia ou momento. 

Só para dar um exemplo comum, mesmo que o preço da carne suba, o preço da refeição que usa carne no restaurante não sobe todos os dias, se leva um tempo para adequar o custo de ajuste do cardápio.
Não interessa para nós passar diariamente a volatilidade intensa que ocorre nos mercados internacionais dos preços de derivados de petróleo.

Nassif – Se for pegar na média do longo prazo esse nível hoje em relação aos preços internacionais é adequado pra capitalização da Petrobras?

Gabrielli – quando nós analisarmos essa curva que está sendo apresentada, que é de 2002 até agora, verá que ela acompanha as empresas internacionais, nesse momento atual temos os preços internacionais acima do doméstico. E isso acontece não porque temos vontade. É importante chamar atenção que a Petrobras tem 100% do refino, mas têm 38% do marketing share, da distribuição, apenas isso. Os outros 62% estão distribuídos os outros vários distribuidores – o segundo maior distribuidor do país é uma associação entre o maior produtor de etanol do país e uma empresa internacional de petróleo, então não é um pequeno produtor é a Shell com a Cosan, que são o segundo maior no mercado de distribuição. Porque eles compram produtos nosso? Porque não importam? Porque, evidentemente,existe uma situação de que quando mantemos o preço doméstico muito tempo estável acima do preço internacional, e o preço internacional mantém uma certa estabilidade, observa-se aumento das importações de derivados. Então a importação aumenta, essa importação entra e começa a completar a diferença entre o mercado nosso e reduz nosso marketing share. 

Quando nós mantemos o preço muito tempo abaixo estável e o preço internacional se mantém estável também, e mantendo o câmbio constante, essa diferença vai levar que haja um processo inverso, distribuidores passam a comprar de nós e exportar o produto que fazemos.
Então, no mercado aberto mesmo que num certo curto período de tempo consiga manter o preço interno descolado do internacional, num longo prazo é impossível manter descolado esses dois preços.

FINALIDADE DO PLANO DE NEGÓCIOS

Nassif – A questão do plano de negócios, e investimentos, visa especificamente focar mais a ação da Petrobras ou teve a implicação de ordem fiscal, de arrecadação?

Gabrielli – Não, objetivamente essa é a oitava vez que fazemos a revisão do plano, não a primeira. O plano é uma coisa viva, temos 688 projetos acima de 25 milhões de dólares e 3 mil projetos abaixo de 25 milhões de dólares. Cada projeto desse tem nome, matrícula de alguém responsável, tem cronograma, tem projetos de engenharia, definição de datas, especificação de equipamentos… Então quando se faz revisão do plano, se vai ao projeto. Essa revisão foi mudando as premissas de preços dos projetos, as perspectivas de hierarquização desses projetos, e fomos num processo interativo – diretoria executiva da Petrobras e conselho de administração – formulando esse plano em suas idas e vindas, como é normal, e nesse processo chegamos a formulação atual que está sendo divulgada, uma plano de 224 bilhões de dólares onde aumentamos a participação relativa da exploração e produção no pré-sal, portanto teremos uma aumento – o pré-sal vai sair de 2% da produção atual da Petrobras para chegar a 40% da produção da empresa em 2020. 

Mudamos a estratégia de expansão do refino de ser voltado para exportação para ser voltado ao mercado interno, identificamos que centro-oeste, norte e nordeste são mercados com déficit em termos de demanda e capacidade de produção. Portanto, nova refinaria tem que ser construída nessa área… que vai continuar em déficit porque o crescimento brasileiro nessa área é maior do que nas regiões sul-sudeste. E fizemos modificação importante na área de gás e energia que é transformar esses investimentos que fizemos e terminar o ciclo de investimentos em infra-estrutura, gasoduto, capacidade de logística de entrega de gás para ampliar os investimentos na química do gás, transformando-o em uréia e amônia que são moléculas que podem ser estocadas e complementares em termos de flexibilidade do gás. 
Por outro lado, no refino, vamos criar essas novas refinarias e ao mesmo tempo estamos encerrando um ciclo de investimentos em qualidade na mudança da qualidade do nossos produtos reduzindo a emissão de enxofre para atender os requisitos ambientais na produção de enxofre, produzindo o diesel-50, incluindo o diesel de 10 ppm de enxofre, e a gasolina de 50 ppm de enxofre.

Esse conjunto de investimentos se traduzem no plano de negócios que estamos anunciando.

TRÊS GRANDES MUDANÇAS NA GESTÃO

Nassif – A quantidade de atribuições da Petrobras aumentou muito nos últimos anos, com biocombustível e toda a internacionalização e tudo mais. E ao mesmo tempo é um instrumento de política pública para estimular o desenvolvimento regional. De que maneira ela está trabalhando para dar conta desse aumento extraordinário de atribuições sem perder o controle da gestão?

Gabrielli – Fizemos três grandes mudanças importantes na gestão da Petrobras nos últimos tempos. Primeira foi a transformação o conceito de unidade de negócios, que estruturava a companhia em termos de organização vertical, tentando cada área de sua estrutura completa de ações, para transformar essas unidades em unidades operacionais, voltadas para produção, utilizando o máximo possível das funções matriciais corporativas. Então fortalecemos o sistema em relação a cada unidade. 

O segundo foi que separamos operações de projetos, separamos as gerencias responsáveis para garantir a produção das gerencias responsáveis pela implantação dos novos projetos. Quando estamos falando de 3,6 mil projetos, evidentemente preciso ter gente dedicada em tempo integral a montagem, condição e direção desses projetos, senão vão perder o foco. Não se pode exigir que o gerente de uma área como a Bacia de Campos que produz hoje 1,6 milhão de barris de petróleo por dia seja também responsável pela implantação de mais 5 unidades novas na própria Bacia de Campos. 

O terceiro movimento importante é você ter um processo de gestão e acompanhamento do conjunto de projetos, do ponto de vista mais gerencial.

Fizemos isso e temos hoje uma empresa que tem uma forma de gestão distinta, fortalecendo o corporativo em relação a cada unidade em si, de tal maneira que a gestão passa a ser dirigida e orientada, principalmente, pelos interesses do movimento do sistema como um todo.

Por outro lado temos uma situação muito interessante de força de trabalho que está na

QUESTÃO DA MÃO DE OBRA – TRANSFERENCIA DE CONHECIMENTO #PROBLEMA

Petrobras hoje em torno de 81 mil trabalhadores no sistema como um todo e 60 e poucos mil na Petrobras controladoras, temos 51% desses trabalhadores com menos de 9 anos na companhia – portanto uma força de trabalho muito nova, recrutada muito recentemente e portanto com um grau de dedicação e inovação bastante grande. Porém com 46% da nossa força de trabalho com mais de 20 anos. Então temos só 2% entre 9 e 20 anos. Então esse gap precisa ser de transferência de conhecimento de passar o conhecimento da geração que tem mais conhecimento na Petrobras para a nova geração é um desafio muito grande.

Não acreditamos que temos desafios de atração de novos empregados. No último concurso que fizemos, oferecemos 2 mil vagas e tivemos 30 mil inscritos. Temos problemas de retenção e transferência de conhecimento da geração mais antiga para a geração mais nova.

VULNERABILIDADE FINANCEIRA # PARA DÓLAR ENTRE 80 E 95 DÓLARES

Nassif – O fato da Petrobras ter assumido aquele conjunto de responsabilidades sobre o pré-sal vai permitir a ela em alguns anos ser uma das maiores empresas do mundo, mas trouxe uma série de riscos. Quais são as vulnerabilidades mais discutidas hoje?

Gabrielli – Não diria que são vulnerabilidades. Em termos de riscos, os principais, do ponto de vista puramente financeiro, estamos falando de um investimento de 224,7 bilhões de dólares, significativo, além dele falamos entre 30 e 31 bilhões de dólares de amortizações, nesse período. Portanto num investimento em torno de 256 – 257 bilhões de dólares nesse período. Se o preço do petróleo ficar a 80 dólares no longo prazo, ou ficar a 95 dólares no longo prazo, que é uma estimativa não das mais altas no mercado hoje – entre 80 e 95 dólares – vamos gerar de caixa na operação da Petrobras depois do pagamento de dividendos, entre 125 e 149 bilhões de dólares. Temos em caixa, resultante da capitalização que fizemos no ano passado, 26 bilhões de dólares. Estamos pretendendo fazer um desenvestimento, vender ativos e participações nossas, e fazer uma otimização do nosso portfólio financeiro, que vai nos gerar 13,6 bilhões de dólares. Portanto estamos dizendo que precisaremos captar entre 67 e 91 bilhões de dólares nesse período. Com isso garantimos, primeiro, que não vai haver novas capitalizações e emissões de ações nesse período. Segundo, garantimos que a razão entre a dívida e geração de caixa fica abaixo do limite que o Conselho nos deu que é 2,5 vezes, vai ficar, na verdade entre 1,6 vezes e 1,9 vezes a geração de caixa, o que é perfeitamente confortável. Portanto, do ponto de vista financeiro não vemos nenhum grande desafio, mesmo com 225 bilhões de dólares.

SEM DESAFIOS SÉRIOS NAS SEGUINTES ÁREAS:

Do ponto de vista do pessoal também não vemos grandes desafios. Já mencionei.

Do ponto de vista tecnológico também não vemos grandes desafios. Toda a tecnologia é basicamente conhecida, precisamos fazer só inovações incrementais na tecnologia e melhoria da produtividade, mas não temos grandes desafios tecnológicos. 

DESAFIOS ESTÃO NA CONSOLIDAÇÃO DA CADEIA DE SUPRIMENTOS

Onde pode ter algum desafio? Na cadeia de suprimentos, na capacidade do crescimento do investimento na cadeia de suprimento de petróleo e gás, e não só no primeiro elo da cadeia, mas nos demais elos também. 
Vamos precisar de navios que são, portanto feitos em estaleiros, assim como dos motores que vêm nos navios, temos que ter máquinas que produzem os motores dos navios dos estaleiros. Vamos precisar além de máquinas e motores, de parafusos, portanto precisamos desenvolver essa indústria, etc. 

Nassif – Vamos supor, no cenário pessimista que haja um rebuliço no mercado internacional de crédito. Como a Petrobras atuaria ante um agravamento da crise?

Grabrielli – nós captamos em janeiro de 2009, portanto no auge da crise, 6 bilhões de dólares, em 2009 quase 30 bilhões de dólares. Portanto não temos problemas em auge de crise internacional. Nossa visão da crise é que há um problema de seleção de projetos. Quem tem bons projetos vai conseguir recursos mesmo com a crise internacional.
Mesmo que haja um débâcle completo das relações.

Neste ano já captamos 6 bilhões de dólares na primeira operação que fizemos, rapidamente, sem problemas, temos títulos para 40 e 30 anos, 10 anos e os custos do mercado secundário dessa dívida apontam que somos uma empresa A, não temos nenhuma ameaça em relação a investment grant, mesmo numa situação de crise agravada.

EXPLICAÇÃO PARA QUEDA DO PREÇO DAS AÇÕES

Nassif – Qual é a sua explicação para a queda de valor das ações da Petrobras?

Gabrielli – A primeira foi o tamanho da capitalização, a maior do mundo. Vai levar um tempo para o mercado deglutir esse volume de ações. Por outro lado, evidentemente que, ao fazer essa capitalização vai aumentar a participação do governo nesse processo porque ele assumiu a maior parte do volume de ações colocadas, houve uma diluição dos acionistas privados e alguns deles mudaram a estratégia de colocação do seu portfólio, por isso se desfizeram das ações colocando elas no mercado a um preço mais baixo. O terceiro elemento importante é que tivemos um processo de avaliação do tamanho dos investimentos que vamos precisar fazer e a duração desses investimentos que colocam a empresa, no curto prazo, como uma empresa que vai reduzir a geração de caixa e, portanto, para os investidores que têm uma visão de curto prazo isso vai fazer com que aja uma relativa desvalorização dessa ação.

Por último diria que há uma percepção de curto prazo de que nós não conseguiremos a conteúdo nacional, gerar o caixa com preço doméstico dos nossos produtos, que não resolveremos nossos problemas tecnológicos, que vai ser mudado ao longo do tempo de percepção. Então essas são as razões de temos hoje no mercado ações muito baratas no mercado internacional e brasileiro. 

Nassif – Isso perdurando pode atrapalhar as captações da Petrobras? 
Evidente, se a desvalorização das ações da companhia continuar, haverá um abatimento sobre o mercado de dívidas e isso atrapalhará captação. O mercado de equity sinaliza pro mercado de dívida.

Luis Nassif – Um dos pontos de dúvidas do mercado é o seguinte: a Petrobras, assim como qualquer grande empresa, é um instrumento de desenvolvimento de política industrial e, no caso dela, tem sua lógica de empresa privada. Num certo momento, havia uma confusão sobre quais os limites de responsabilidades de empresa pública e até onde que a lógica privada se imporia. Em sua opinião, hoje já está definido quais são os limites de atuação da Petrobras na área pública?

Gabrielli – Não acho que haja uma atuação da Petrobras na área pública, é insustentável em longo prazo. Só é possível em longo prazo. O que há objetivamente é uma convergência de interesses. O governo, como acionista controlador da empresa, quer que ela cresça, tenha lucro, pague impostos, mas não quer que os impostos matem o crescimento da companhia. O governo quer que a gente amplie o conteúdo nacional, mas não vai querer quebrar a companhia para fazer uma política de conteúdo nacional que seja permanentemente com custos mais altos do que os custos internacionais.

Do ponto de vista do acionista controlador da empresa, há interesses convergentes e algumas divergências pontuais com os interesses do acionista privado, que é minoritário. Mas entre os acionistas minoritários, temos aquele que quer comprar ações às dez e meia da manhã e vender ás três horas da tarde, e tem aquele acionista que vai comprar ações e vai querer vender daqui a dez anos, para pagar o apartamento que ele vai comprar para o filho, e que tem interesses diferentes em relação à companhia. Evidentemente, um vai querer resultados de curto prazo, mas nenhum, nem o acionista privado, quer destruir o valor da companhia.

Conseqüentemente, há uma convergência de interesses. O que existe no Brasil é certa confusão em dizer Petrobras, controlada pelo governo, com tamanho dela. Se você analisa o comportamento de empresas como a Ericsson, a Total e a Chevron, que são empresas grandes em determinados mercados, nestes mercados elas atuam muito parecidamente como a Petrobras, mesmo sendo empresas controladas por acionistas privados.

Se for pegar o peso de cada fator, nas projeções da Petrobras, sobre os quais deveríamos ter um relativo domínio, qual o fator que gera mais incerteza na hora de montar a planilha de projeção? É o conteúdo nacional?

Não. O fator mais importante no nosso plano tem que ser o preço do petróleo. As empresas de petróleo trabalham geralmente com dois tipos de projeções. Uma projeção é o preço de robustez, que é o preço crítico que tenta analisar todos os projetos, uma a uma, de tal maneira que esse projeto seja testado para ver se sobrevive ou não a rentabilidade nesse preço. O nosso preço de robustez hoje é em torno de 45 dólares/barril. Alguns projetos, às vezes, mesmo não sendo rentáveis a 45 dólares/barril, nós decidimos fazer o projeto, porque eles tem integração estratégica com outros projetos, e porque nós submetemos esses projetos a uma análise de risco, sob o risco do preço ser superior a 45 dólares.

Aí nós temos um segundo conjunto de preços, que é o cenário com preços mais baixos, e esses cenários, que testam a robustez do portfólio como um todo, não mais somente de cada projeto, estamos trabalhando com 80 dólares/barril. Nesse valor, nós testamos o nosso portfólio e mostramos que vamos gerar, nesse caso, 125 bilhões de dólares de caixa livre. E fazemos também um teste a 95 dólares. Nesse valor o caixa livre sai de 125 bilhões de dólares, para 148,9 bilhões de dólares.

Rodrigo Costa, do Banco J. Safra – Queria voltar à questão do conteúdo nacional. Qual seria o posicionamento da empresa, e o que é mais factível? Quais seriam as implicações para a empresa, caso não fosse possível cumprir com o conteúdo local?

Dado o tamanho da Petrobras, nós não somos passivos desse processo. Somos agentes ativos desse processo. Vou dar um exemplo. Um componente absolutamente crítico para o nosso trabalho é sonda de perfuração, sem ela não podemos desenvolver a produção. Nós vamos fazer mil poços – 40% exploratório, 60% desenvolvimento da produção – os próximos cinco anos. Para fazer cada poço desses, você leva um tempo. Precisa de sondas, são equipamentos complexos e caros, na faixa de 450 mil dólares por dia de aluguel. Nós precisamos de sondas. O que fizemos? Nós contratamos sondas no exterior, para recebê-las até 2013. Vamos ter 39 sondas até 2013, feitas no exterior. Mas vamos precisar de mais 28 sondas, e queremos fazê-las no Brasil.

Já contratamos sete, e estamos para contratar mais 21 sondas, que serão construídas no Brasil, mas serão entregues para nós a partir de 2015. Por que estamos dando esse prazo? Para exatamente criar a condição dos estaleiros do Brasil terem condições de atender a nossa demanda, a preço e a prazo adequados. Claro que a primeira sonda pode não ser no mesmo preço internacional, mas a convergência do volume de sondas que vamos fazer tem que ser para o mercado internacional. No caso particular, as primeiras sete sondas saíram a preços internacionais, 434 mil dólares de taxa equivalente de aluguel de sondas.

O segundo problema: na medida em que a indústria brasileira está respondendo, e você está vendo isso muito claro nos setores mais delicados da indústria de petróleo e gás, você passa a ter projetos que levavam mais tempo reduzindo. Quando você compara a P-57 com a P-50, ou a P-56 com a P-51, o que se observa? Não só que o preço foi mais próximo do preço internacional, como o prazo de execução foi menor. Quando você observa que, hoje, você tem Rolls-Royce trazendo parte da produção para cá; você tem a Wellstream, que é uma grande produtora vindo para o Brasil, você tem um grande movimento de capital internacionais deslocando-se para o Brasil para aumentar a produção aqui. Porque evidentemente o maior crescimento da demanda de equipamentos críticos, offshore e águas profundas do mundo é no Brasil. Por que eles não vão fazer a capacidade adicional na Noruega, na China, na Índia e no Cingapura? Eles vão colocar aqui, é o melhor lugar para eles estarem.

Se for pegar os setores que vão ser influenciados diretamente pelas compras da Petrobras, quais são aqueles principais, além dos conhecidos, como plataformas e estaleiros?

Nós mapeamos 57 recursos críticos que precisam ser trabalhados. Isso envolve desde os elementos componentes dos sistemas flutuantes, envolvem componentes dos sistemas submersos, novas ligas metálicas, motores, turbocompressores, válvulas e flanges, esferas, novas tecnologias para transmissão, separação e processamento no fundo do mar. E nós fizemos um mapeamento preciso; temos hoje mais de 600 termos de cooperação entre Petrobras e empresas fornecedoras brasileiras, tentando identificar gargalos tecnológicos. Temos hoje uma rede que envolve mais de 120 instituições de pesquisa e universidades brasileiras em 50 redes temáticas, com laboratórios criados e bancados pela Petrobras, com recursos autorizados pela ANP. Transformamos completamente a capacidade tecnológica de vários seguimentos das universidades, para desenvolver capacidade de responder aos sistemas tecnológicos e temas que estamos abordando.

Estamos vivenciando uma situação nova, na história industrial brasileira, e dos países emergentes, que é a transferência para o Brasil de centros de pesquisa e desenvolvimento de fornecedores. Tivemos o centro de pesquisa e desenvolvimento de várias empresas, como GE, Rolls-royce, IBM. E não são centros de manufatura, são centros de pesquisa e desenvolvimento.

Essa coordenação das pesquisas – a Petrobras tem uma rede acadêmica há muitos anos – como está se dando, com esses centros estrangeiros que estão vindo para cá?

Os centros estrangeiros são centros de empresas, não são centros de universidades. São empresas que estão vindo, se instalando principalmente na Universidade Federal do Rio de Janeiro, por causa da proximidade com o CEMPES, que é o nosso centro de pesquisas. Nós duplicamos a capacidade do CEMPES e aumentamos três vezes mais a capacidade de pesquisa fora dele, nas redes temáticas que foram construídas nos últimos cinco anos. Antes desses últimos cinco anos, tínhamos uma relação muito pontual com grupos de pesquisa nas universidades brasileiras. Imobilizar universidade é uma coisa difícil, principalmente para trabalhar em rede com outras universidades.

Mas nós conseguimos montar 50 redes temáticas, envolvendo universidades em vários níveis de desenvolvimento, e estamos bancando a construção de laboratórios. Só para dar um exemplo, nós temos hoje um parque de processamento eletrônico e computacional que é o maior do Brasil. Somos intensivos em simulação, em processamento de dados e, particularmente, em simulação, pois é fundamental para nosso trabalho. Nós conseguimos dobrar essa capacidade, investindo no sistema em rede, capitaneada pela USP e Unicamp. É o projeto Galileu, que aumentou a capacidade do sistema, em dobro, pela existência de rede que envolve sete universidades brasileiras nesse momento.

Temos também laboratórios na Paraíba, no Ceará, na Bahia, no Rio Grande do Sul, em Minas Gerais, São Paulo, Rio de Janeiro e Paraná. No total, temos laboratórios em 19 Estados do país. Alguns dos melhores tanques oceânicos do mundo estão aqui; o laboratório que temos aqui em São Paulo, por exemplo, de tanque oceânico é único: ele junta a capacidade física de tratar flutuabilidade e problemas na superfície com modelos de simulação computacional, que simulam com profundidade. Não é fácil juntar dados numéricos com simulação, dados reais de protótipos com simulação computacional. Temos isso, que é único no mundo, e é bancado por nós. Temos laboratório de corrosão do melhor nível no Rio de Janeiro; temos laboratórios de novos materiais, pois vamos trabalhar com alto grau de corrosão, pela presença de CO2 do pré-sal. Isso não é o que vai ser feito; já está feito.

Se você pegar projeção de preço de petróleo, nas próximas décadas, temos, de um lado, as reservas internacionais, que está tendo uma mudança com as descobertas na Venezuela. Temos a questão de alavancar mercados futuros, a questão da dinâmica de crescimento da economia mundial, e tem a questão da substituição de combustíveis fósseis por outros. Com esse conjunto de fatores hoje, ainda assim é possível ter cenários razoáveis? Quando se fala em 80 dólares para os próximos anos, está levando em conta todo esse conjunto de variáveis?

Temos a seguinte visão até 2030. Hoje o mercado mundial de petróleo tem uma demanda aproximadamente de 87 milhões de barris por dia. Essa demanda era, há três anos, de 84 ou 85 milhões. Houve, portanto, um aumento surpreendente, porque o mercado mundial está em crise. É um fenômeno extremamente importante e está acontecendo recentemente. Os países da OCDE, da Europa, América do Norte e Japão, vão reduzir o consumo per capita dos derivados de petróleo. Isso, provavelmente, com absoluta certeza, vai ocasionar redução ou não crescimento dos derivados de petróleo nesses países. Mas a China, a Índia, o Brasil, os países da África, da América Latina, da antiga União Soviética vão crescer o consumo de petróleo.

O que aconteceu nos últimos três anos é que esses países cresceram mais do que a queda dos países centrais. Então, houve aumento da demanda. Mas mesmo que não haja aumento, se nós pegarmos a produção atual, teve um declínio natural, entre 7% e 10% ao ano, o que significa que ela, para substituir o declínio, vai precisar adicionar entre 45 e  65 milhões de barris de petróleo novo até 2030, mesmo que a demanda não cresça, somente para substituir o declínio da produção atual. É claro que desses 45 a 65 milhões de barris, já existem projetos para compensar isso; é claro que os bicombustíveis vão substituir parte disso, mas nós não antecipamos nenhuma situação de inexistência de demanda de petróleo novo para os volumes de que estamos falando.

A Petrobras tem tido perda na cotação de petróleo?

De petróleo não.

De gasolina?

De derivados às vezes sim, mas é uma questão pontual. Em certos momentos, você pode ter uma perda de importar uma determinada carga com preços maiores do que você vende no mercado interno. Isso não é sustentável, no longo prazo. Isso tem que ser alterado na medida em que se tem estabilização dos preços, e tiver uma clareza da demanda interna.

O acidente que houve no golfo do México deixou alguma coisa de diferente na exploração de petróleo?

Ele confirmou algumas coisas. Confirmou que é possível evitar acidentes; se você seguir os procedimentos, os acidentes não acontecem; se adotados os procedimentos que devem ser adotados, é possível evitar os acidentes. Essa é uma grande experiência que aconteceu no Golfo do México. A outra experiência, que é traumática, mas é verdadeira, é de que a natureza é mais inteligente do que os seres humanos, e processa mais os efeitos negativos que as ações erradas dos seres humanos trazem do que a gente espera, e a natureza realmente se recupera muito rapidamente.

Comparando conosco, tem duas situações que devem ser chamada a atenção. Primeira situação é que o marco regulatório brasileiro, em termos da segurança da operação do petróleo, é mais rígido do que o marco regulatório americano. Nós já temos, em termos de marco regulatório, uma exigência maior no Brasil. O segundo elemento é que a Petrobras, como é muito grande, e como está no Atlântico Sul, ela tem alguns termos de contrato com as operadoras e com as empresas que muitas das empresas no Golfo do México e do mar do norte não tem, pois tem contratos curtos. Evidentemente que a mobilização de uma sonda, por exemplo, do mar do norte ou do Golfo do México, para o Atlântico Sul, tem um custo, e, portanto, se faz um contrato mais longo. Ao se fazer esse contrato mais longo, podemos fazer um conjunto de exigências de procedimentos e de equipamentos que eles não tem no Golfo do México. Nós testamos nossa confiabilidade no sistema de guilhotina da perfuração a cada vez que trocamos o tubo. Isso é caro, mas garante mais segurança. Nós jamais faríamos algumas decisões que foram feitas pela BP no Golfo do México. Temos hoje grande parte das decisões operacionais importante, que envolvem escolhas, e que não são feitas na frente operacional. Temos monitoramento 24 horas por dia, online e em terra, com supervisores tomando decisões sobre a frente operacional.

Temos, portanto, um processo de gestão, que acreditamos que não haja necessidade de transformar esse processo em função do Golfo do México. No que estamos fracos – e foi comprovado no Golfo do México? Que as tecnologias de recuperação e contenção podem melhorar. Uma vez acontecido o acidente, as tecnologias hoje existentes para contenção da expansão do acidente, e para a recuperação das áreas ambientais, podem melhorar. Então, levar 40 ou 50 dias para fazer um furo direcional, tem que melhorar essa questão; a capacidade para controlar um blowout tem que aumentar. Mas estamos avançando com a indústria, em investimentos grandes nessas duas áreas.

Com o carro flex, tem a questão do etanol, que de repente no mesmo dia cria demandas adicionais para a gasolina. Já está administrado, depois da última crise do etanol, um cenário mais seguro pela frente, ou ainda vai precisar de tempo para regularizar essa questão?

Nossa projeção de demanda de combustíveis não é uma demanda macroeconômica. Nós partimos das características do mercado, da frota de veículos, da distribuição dos veículos entre as diversas regiões, da logística, nós incorporamos diferentes setores, tipos de veículos diferentes; nós comparamos e trabalhamos com preços relativos, de maneira que haja substituição; nós estimamos os preços do álcool, do açúcar, os preços internacionais e a avaliação da taxa de câmbio. Geralmente, nos nossos projetos de investimentos, mantemos a taxa de câmbio estável, porque trabalhamos como se trabalhássemos em dólar. Nossa taxa é fixa em 1,73; ontem, ao meio-dia, estava 1,53. Os nossos modelos são complexos, pois são microeconomia.

O que aconteceu no etanol não é que exatamente houve algo que não foi esperado; o que houve foi a combinação de três movimentos de aceleração. Primeiro movimento de aceleração: a distribuição de renda mudou no país. E ao aumentar a distribuição de renda, você aumenta a elasticidade de demanda de derivados, porque ela é intensiva em energia e, portanto, cresce mais do que o PIB. Essa foi a primeira mudança estrutural importante. A partir do crescimento do Brasil, da China e da Índia, há um aumento, pois com a inclusão social, você passa a ter mais consumo intensivo em energia e em derivados de petróleo.

O segundo elemento importante ocorreu na combinação de uma frustração agrícola da safra de 2009, em 2010, com uma perda de safra simultânea entre o Brasil e a Índia, que é o maior produtor mundial de açúcar. Com isso, teve uma elevação extraordinária do preço de açúcar que refletiu sobre o preço do álcool, levando o produtor a deslocar mais produção do álcool para o açúcar. Ao mesmo tempo, nós tivemos um a intensificação, a partir da crise de 2008, com as políticas de contra-cíclicas de expansão de demanda agregada. No Brasil, tivemos expansão da demanda de automóveis; o crescimento da demanda de automóveis significou crescimento da demanda de carros flex. Conseqüentemente, o consumidor, na medida em que sentiu o aumento do preço do etanol, rapidamente deslocou-se do etanol, mostrando que existe elasticidade de substituição clara entre etanol e gasolina no Brasil. Isso tudo está previsto. O problema é que não se previu a intensidade do movimento.

E também o fato de que você tem não só os carros flex, mas as usinas flex também.

Exatamente.

Essa idéia da ANP de ter usinas dedicadas só ao álcool funciona?

Acho que o caminho é por aí, num determinado momento. Tem que haver garantia de suprimento, é fundamental. Eu defendo que o etanol não pode ser um produto agrícola, é um combustível. É claro que a economia às vezes é cruel. Se a rentabilidade de ser uma mono produtora é menor do que uma polivalente, isso em algum momento vai afetar a economicidade dos investimentos, e vai ter que se ajustar em algum maneira.

A Petrobras historicamente tinha projetos de montar grandes estoques de álcool. A partir de certo momento da regulação, achava-se que os mercados futuros poderiam resolver essa situação da garantia de abastecimento. A frustração de safra que levou a tudo isso?

Não. E acho que o mercado futuro é um processo de criação de um conjunto de derivativos, em última instância, que permitam que investidores vejam, na variação dos preços dos contratos de etanol de longo prazo, possibilidade de arbitrar. Se não tiver isso, você não tem um mercado secundário de etanol, e, portanto, você não pode ter um contrato de mercado futuro.

Como se constrói isso? Primeiro, ter contrato em longo prazo. A ANP já está exigindo que você tenha contratos em longo prazo. Longo prazo em etanol é um ano; você conseguir contrato de um ano é muito. Na medida em que você conseguir alongar os contratos, você pode vir a ter um mercado secundário desse contrato, e isso viabilizar um movimento financeiro que garante estabilidade de preço, reduzindo a volatilidade dos preços. Acho que o estoque físico é difícil ser mantido, porque é difícil de viabilizar economicamente. Mas tem que caminhar, para garantir a contratualidade.

Tem a perspectiva de aumento no preço da gasolina?

Depende qual é o câmbio que vai ficar. Você sabe?

Nem o Banco Central sabe.

Depende da estabilidade do câmbio, do preço internacional e do etanol. Enquanto houver muito movimento, não há porque alterar.