Departamento de taquigrafia, revisão e redaçÃo núcleo de redaçÃo final em comissões texto com redaçÃo final



Baixar 372.56 Kb.
Página1/6
Encontro12.10.2019
Tamanho372.56 Kb.
  1   2   3   4   5   6

CÂMARA DOS DEPUTADOS - DETAQ COM REDAÇÃO FINAL

Conjunta - Fiscalização Financeira / Minas e Energia

Número: 1291/12 19/09/2012



DEPARTAMENTO DE TAQUIGRAFIA, REVISÃO E REDAÇÃO
NÚCLEO DE REDAÇÃO FINAL EM COMISSÕES
TEXTO COM REDAÇÃO FINAL
Versão para registro histórico
Não passível de alteração



CONJUNTA - FISCALIZAÇÃO FINANCEIRA / MINAS E ENERGIA

EVENTO: Audiência Pública

N°: 1291/12

DATA: 19/09/2012

INÍCIO: 10h20min

TÉRMINO: 13h57min

DURAÇÃO: 03h37min

TEMPO DE GRAVAÇÃO: 03h37min

PÁGINAS: 77

QUARTOS: 44



DEPOENTE/CONVIDADO - QUALIFICAÇÃO




MARIA DAS GRAÇAS FOSTER - Presidente da PETROBRAS.



SUMÁRIO: Debate sobre o Plano de Negócios da PETROBRAS e adiamento do início da operação do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (COMPERJ), em construção em Itaboraí, no Rio de Janeiro, e das duas refinarias Premium previstas para serem construídas no Maranhão e no Ceará, e sobre o risco de desabastecimento de combustíveis.



OBSERVAÇÕES




Houve exibição de imagens.

Há intervenções fora do microfone. Inaudíveis.

Há oradores não identificados.

Há intervenções simultâneas. Ininteligíveis.

Há expressões ininteligíveis.

Há falha na gravação.


O SR. PRESIDENTE (Deputado Edson Santos) - Bom dia.

Sob a proteção de Deus e em nome do povo brasileiro declaro abertos os trabalhos desta reunião conjunta de audiência pública das Comissões de Fiscalização Financeira e Controle e de Minas e Energia, aprovados o Requerimento nº 330, de 2012, da Comissão de Fiscalização Financeira e Controle, dos Deputados Edio Lopes e Alexandre Santos, e o Requerimento nº 135, de 2012, da Comissão de Minas e Energia, dos Deputados Domingos Sávio e Ronaldo Benedet.

Esta reunião destina-se a debater com a Sra. Presidente da PETROBRAS, Maria das Graças Foster, o Plano de Negócios da PETROBRAS, o adiamento do início da operação do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (COMPERJ), em construção em Itaboraí, e das duas refinarias Premium previstas para serem construídas no Maranhão e no Ceará, bem como o risco de desabastecimento de combustíveis.

Já compõe a Mesa desta reunião a Sra. Maria das Graças Foster, Presidente da PETROBRAS.

Sra. Maria das Graças, em nome de todos os membros da Comissão, gostaria de agradecer-lhe por sua presença e por ter atendido prontamente ao nosso convite.

Antes de ouvirmos a sua exposição, quero fazer os seguintes esclarecimentos, de acordo com o Regimento Interno desta Casa.

O tempo reservado para a convidada é de 20 minutos, prorrogáveis, não podendo ser aparteada.

Cada Deputado inscrito para interpelações poderá fazê-lo estritamente sobre o assunto, por 3 minutos. A convidada terá igual tempo para responder, facultadas a réplica e a tréplica, pelo mesmo prazo, vedado à convidada interpelar qualquer dos presentes.

Terão preferência no uso da palavra os autores dos requerimentos.

A lista de oradores já está disponível para a inscrição dos interessados.

Passo, então, a palavra à Sra. Maria das Graças Foster, Presidente da PETROBRAS.

A SRA. MARIA DAS GRAÇAS SILVA FOSTER - Bom dia a todos os senhores e a todas as senhoras.

É uma grande oportunidade, um orgulho, estar aqui representando a PETROBRAS. Agradeço por este espaço reservado à nossa companhia, para que possamos fazer a apresentação do nosso Plano de Negócios, para que possamos fazer alguns ou todos os esclarecimentos que vocês julgarem necessários e oportunos.

Então, vamos começar. (Pausa.)

(Segue-se exibição de imagens.)

Vamos ao primeiro eslaide. Nós começamos apresentando alguns dos principais indicadores que justificam e explicitam o aquecimento do consumo, principalmente de derivados, no Brasil.

Então, nós começamos olhando o desemprego e temos uma clareza gráfica desse aumento do emprego ou da redução de 5,7 pontos percentuais no período de 2002 a 2011 dessa taxa de desemprego.

O nível de pobreza extrema também apresenta uma redução percentual de 5,5 pontos percentuais nesse período em que nós estamos fazendo a análise, o período de 2001 a 2009.

A ascensão das classes sociais também é evidente. A movimentação das classes E e D, chegando ao nível das classes A, B e C, representadas nesse período de 2003 a 2011, com crescimento de 21,7%.

A taxa de juros também está atualmente reduzida — uma redução muitíssimo expressiva. Só o anúncio dessa taxa já justifica o crescimento de consumo, mesmo antes de acontecerem os efeitos decorrentes de sua diminuição: 8,25%.

E, na indústria de petróleo e gás, mais especificamente na petroquímica, nós temos um indicador bastante eficiente que demonstra o aquecimento da economia, em especial no que se refere a alimentos, que é o consumo per capita de resinas termoplásticas. Esse consumo per capita mostra exatamente essa movimentação de classes E e D, em ascensão para o patamar das classes A e B, uma redução expressiva na taxa de desemprego, o maior consumo de alimentos, a demanda maior por resinas e, por exemplo, a própria indústria automotiva. Esses indicadores justificam, de forma bastante expressiva, o mercado de derivados crescendo acima da média mundial.

Olhando, por exemplo, a gasolina no Brasil, no período de 2000 a 2011, vemos que houve um crescimento de 49%, contra 15% no mundo; o diesel teve 43% de crescimento no Brasil, contra 29% no mundo; o QAV (Querosene de Aviação) teve um crescimento de 53%, quando, no mundo, na média, até o ano passado, nos últimos 10 anos, houve um encolhimento desse segmento, uma redução de 2% no consumo. Os 53% no Brasil justificam toda essa movimentação das classes sociais e esse encontro muito maior que temos tido, com crescente número de passageiros nos nossos aeroportos.

No Brasil, deixamos de usar o óleo combustível por conta da entrada do gás natural de forma mais efetiva na matriz energética. Então, é a substituição do óleo pelo gás natural, uma substituição positiva em termos de bacia aérea menos contaminada, com uma agressão menor do que a do óleo combustível.

Então, o crescimento, no País, de combustíveis, é realmente muitíssimo expressivo.

Com relação à política de preços da PETROBRAS, nós trabalhamos com uma política de preço de médio e longo prazos. A PETROBRAS, por princípio, não repassa a volatilidade do Brent para o preço-bomba, como outros países fazem — por exemplo: os Estados Unidos, em que a variação do Brent... Ontem, o Brent esteve a 112 dólares por barril; no dia anterior, a 116. Só isso já provoca mudanças no preço de gasolina e diesel na bomba de vários países.

No Brasil, nós temos uma política de preços de médio e longo prazos. E mostramos esse gráfico, que vai de 2002 até o primeiro semestre de 2012. A cor vermelha representa uma perda no resultado da PETROBRAS e a cor verde representa um ganho no resultado da PETROBRAS. Ou seja, passamos os anos de 2003, 2007, 2009, 2010 e uma parte pequena de 2011 com o preço no Brasil mais alto do que o preço internacional. Então, na integral que se faz desse gráfico, olhando o preço Golfo, nós temos a favor da PETROBRAS, mesmo estando nesse ano com esse descolamento dos preços internacionais, nesse período de janeiro de 2002 até o primeiro semestre de 2012, um resultado positivo ou favorável à companhia.

Nós olhamos para o futuro, e um futuro com esta expressão “2011-2020” é um futuro muito próximo para a indústria de petróleo e gás. Dez anos para nós é um tempo curto. Os investimentos que fazemos são de grande monta, e o resultado que vamos ter em 2020 já estamos construindo hoje.

Então, a previsão de demanda do mercado de derivados no Brasil é de 4,5% ao ano, considerando o período 2011-2020. Só com o diesel, haverá um crescimento de 65%. Isso justifica a construção não só da RNEST, não só do primeiro trem do COMPERJ, como também do segundo trem do COMPERJ e das Refinarias Premium I e Premium II.

A nossa capacidade de produção de petróleo e derivados no Brasil, olhando-se para o Brasil, é altamente lucrativa. Como há uma demanda muito grande, um volume muito grande, evidentemente as refinarias fazem todo o sentido para a PETROBRAS.

Aqui, no próximo eslaide, olhamos outro indicador muito significativo: os fertilizantes. É impressionante, mais uma vez, a demanda por fertilizantes no Brasil, significativamente maior do que no restante do mundo!

Se olharmos a amônia, que é produzida a partir do gás natural, vamos ver que temos uma demanda crescente no Brasil, de 2000 a 2011, de 32%; no mundo, foi de 25%. A demanda por ureia é realmente impressionante no Brasil: 72% de crescimento nesse período de 10 anos, enquanto no mundo, também de forma bastante expressiva, puxada por China e Índia principalmente, cresceu 43%. A demanda por sulfato de amônia aumentou em 23%. Estamos inaugurando no ano que vem, em maio, em Sergipe, a nossa planta de sulfato de amônia e demandas outras de derivados de fertilizantes à base do potássio: 73% no Brasil, contra 31% no mundo.

A taxa de crescimento de amônia, de ureia, de sulfato de amônia e de fertilizantes potássicos — taxa de crescimento ao ano, taxa média/ano — no Brasil é extremamente grande. Isso justifica a construção das nossas plantas de fertilizantes com base em gás natural, o que vou mostrar mais adiante.

Assim, a previsão de demandas por fertilizantes no Brasil já vimos nessa projeção.

No próximo eslaide, mostramos fertilizantes crescendo no período 2011 e 2020 a 2,9% ao ano. Reparem bem que a demanda por amônia cresce 67% nesse período, 2011 a 2020, enquanto a de, 5,9%.

Olhemos agora a capacidade de produção de biodiesel no Brasil e no mundo.

A capacidade instalada para a produção de biodiesel no mundo cresceu 49%, nesse período de 2003 a 2001. Nós não tínhamos biodiesel em escala comercial em 2003. Tivemos um crescimento, por isso, de 101,5%. A produção de biodiesel também cresceu de forma expressiva no Brasil. Começamos em 2005 com B2, hoje temos B5.

Chamo a atenção, olhando Brasil e mundo, que existe uma capacidade instalada tanto no Brasil quanto no mundo bastante maior, ou 2,5 vezes maior, do que a produção atual, tanto no Brasil quanto no mundo, repito. Por quê? Uma explicação é que nessa atividade de biodiesel, o CAPEX, o recurso, o dinheiro necessário para construir essa planta de biodiesel é menor, em torno de 10%, do que o investimento total para que se opere essa planta. O OPEX, aquilo que é o custo da oleaginosa, a operação dela depois de construída, é muito maior. E a volatilidade tanto da mamona quanto da soja é bastante mais expressiva do que a volatilidade do brent. Por isso, tanto no mundo quanto no Brasil a participação do biodiesel misturado ao diesel é relativamente pequena. Nós estaríamos substituindo um produto com uma volatilidade real, que é a do brent, que é a do petróleo, por outra oleaginosa que tem uma volatilidade bastante maior. Mas, olhando para a previsão de demanda do biodiesel, também, à semelhança do diesel, nós teremos, nesse período de 2011 para 2020, 4,9% ao ano. Por isso, justifica-se que a PETROBRAS Biocombustível continue investindo na produção e na ampliação da capacidade de biodiesel. O Brasil é farto em oleaginosas, como os senhores e as senhoras sabem bastante bem. Nós temos clima, solo, todas as condições favoráveis para nos tornarmos expressivos nesse programa do biodiesel, tão bem sucedido ao longo dos últimos 8 anos.

No próximo eslaide, nós apresentamos exatamente essa associação da energia renovável do biocombustível e da presença marcante das descobertas de petróleo, pela PETROBRAS e pelos seus parceiros, nos últimos anos. Coloco como exemplo o pré-sal das bacias de Campos, Santos e Espírito Santo.

Sobre o crescimento do petróleo e a produção de petróleo e de gás no Brasil, aqui não estou falando apenas da PETROBRAS, mas estou falando também do resultado da atividade exploratória, da atividade do desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural no Brasil, não só por nós PETROBRAS, mas pelas outras empresas também. Mais uma vez, no Brasil, a produção de óleo e de petróleo cresceu 73% no período de 200 a 2011, contra um crescimento de 12% no mundo. A produção de gás natural cresceu 61% no Brasil, contra 36% no mundo. E as reservas de óleo e de gás natural cresceram 73% no Brasil, contra 38% no mundo.

Chamo atenção para o crescimento anual das reservas no Brasil, de 5,1%, contra 3% ao ano no mundo. No Brasil, a produção de óleo cresceu 5,1% ao ano nesses 10 últimos anos, contra 1,1% no mundo. São dados bastante relevantes, bastante motivantes. Por isso, toda essa demanda, principalmente toda essa satisfação em torno da 11ª Rodada de Licitações, prevista para acontecer em maio deste próximo ano.

Olhamos agora para a PETROBRAS. Não estou falando mais das nossas parceiras ou das outras empresas que atuam no Brasil, mas da PETROBRAS hoje. As nossas reservas provadas, de 15,7 bilhões de barris de óleo equivalente, com um crescimento potencial descoberto — nós não chamamos de reservas provadas porque precisamos passar pelos testes de longa duração, que já estão em atividade; nós chamamos de crescimento potencial —, 15,7 bilhões de barris de óleo equivalente, reservas provadas, mais 15,8 bilhões de barris de óleo equivalente descobertos. Ou seja, nós temos um potencial, um volume potencialmente recuperável de 31,5 bilhões de barris de óleo equivalente.

Neste caso específico, estamos falando das áreas que já temos em mão: das reservas descobertas, das descobertas, dos volumes potencialmente recuperáveis que estão já nas mãos da PETROBRAS. Não estamos falando em novos leilões, em novos potenciais.

Importante é registrar aos senhores e às senhoras que a PETROBRAS notificou a Agência Nacional de Petróleo, de 2005 para 2012, até o mês de agosto, 63 vezes: nós fizemos 63 notificações de descobertas no pré-sal. E nós temos outras 189 descobertas em outras áreas, mar e terra, pós-sal inclusive.

Nós somos reconhecidos no mundo como os maiores descobridores, na última década, em petróleo sob lâmina d'água profunda: 63% dessas descobertas no mundo são feitas pela PETROBRAS.

A nossa empresa é muito mais do que o pré-sal. Ela é o pré-sal e o pós-sal, as atividades de terra e as atividades no mar, e os potenciais que estão por vir. Por isso, nós temos grande investimento nas atividades de desenvolvimento da produção e temos, paralelamente, 25,4 bilhões de dólares em investimentos, com foco em novas fronteiras.

Nós estamos, nesse Plano de Negócios 2012-2016, considerando investimentos expressivos naquilo que nós reconhecemos como margem equatorial e margem leste. Reparem que, por este eslaide, nós estamos caminhando do pré-sal para outras margens, a margem equatorial e a margem leste — isso tudo para que possamos garantir ao longo dos anos uma relação de reserva/produção igual ao número 15, ou seja, 15 anos de segurança dentro dessas boas e potenciais descobertas.

Evidentemente, temos que fazer uma consolidação e delimitação das áreas do pré-sal e da cessão onerosa. Então, parte de nossos investimentos está em novas fronteiras, e a parte mais expressiva — 69% dos recursos destinados à área exploratória — está dedicada a novas fronteiras.

Saímos das reservas, das novas fronteiras, e vamos olhar o desempenho da PETROBRAS nesse período de 2002/2012, frente às outras empresas operadoras no mesmo período.

Aqui, nesse eslaide, mostramos que a nossa produção — e aqui não estou falando de reservas — de petróleo cresceu, de 2002 para 2011, 45%. E temos 84% de óleo. E a diferença é de 16% de gás natural.

Na parte inferior do eslaide vemos que a ExxonMobil, a maior empresa operadora, teve um crescimento de 6%. Ela é uma empresa completamente diferente da PETROBRAS. Noventa e cinco por cento do investimento da PETROBRAS estão no Brasil; 5%, em outros 24 países. E a ExxonMobil é, de fato, uma empresa internacional. O crescimento dela foi de 6%, e as descobertas, mais da metade da produção daquela empresa, foi de gás.

A British Petroleum teve um encolhimento de sua produção, que se reduziu, no período de 2002 a 2011, 2%; a Shell, 19%; e a Chevron cresceu 2% nesse mesmo período. Esse é o crescimento no período. Todas elas, sem exceção, têm mais gás descoberto, mais gás produzido do que a PETROBRAS. A nossa produção é mais de petróleo, menos de gás natural, o que traz muito mais vantagem econômica para a PETROBRAS, haja vista a mobilidade do petróleo em relação à produção de gás.

Olhemos agora o histórico.

Perspectivas positivas para o setor de energia embasam esses investimentos crescentes da nossa companhia, PETROBRAS. No período de 1999 a 2011 tivemos 21% ao ano de crescimento do investimento. Existem, pelo menos, 3 degraus de investimento. Éramos uma companhia de 9 bilhões de reais em investimento, de 1999 a 2001; de 2002 a 2004 passamos a atingir a faixa dos 20 bilhões; depois, a de 28 bilhões em investimento. São 3 ou 4 degraus bastante claros. E hoje somos uma empresa que investe 70 bilhões, neste período dos últimos 3 anos.

Eu mostro na ponta: para o ano de 2012 está previsto um investimento de 87,5 bilhões de reais. A realização do primeiro trimestre foi de 18 bilhões, e, no segundo trimestre de 2012, de 20,7 bilhões de reais, já realizados. A tendência é de que cheguemos muito próximos a esses 87,5 bilhões de reais.

Vejamos agora o nosso lucro líquido.

Nesse mesmo período da história da companhia, de 1999 até o segundo semestre de 2012, tivemos um resultado negativo. Em 1999, de 1,8 bilhão; e um resultado negativo da PETROBRAS, nesse segundo trimestre de 2012, de 1,3 bilhão.

Desculpem-se. Eu corrijo: em 1999, o resultado foi positivo, em 1,8 bilhão. Tivemos um resultado negativo em um desses 4 trimestres do ano de 1999 — foi no primeiro trimestre, em que houve um prejuízo de 1,5 bilhão de reais.

Olhamos, agora, 2012. Como eu havia dito, depois de passar por sucessivos e crescentes lucros líquidos positivos do ano, neste ano de 2012 vamos ter um resultado positivo, certamente, mas tivemos — e vou explicar por quê —, neste segundo trimestre de 2012, 1,3 bilhão de resultado positivo.



Notem os senhores e as senhoras que o histórico de investimento da PETROBRAS foi de 21% ao ano de crescimento do investimento; e o lucro líquido da PETROBRAS, no mesmo período, foi de 28% de crescimento do lucro líquido ao ano.

Mostramos agora as principais justificativas para o resultado negativo de 1,3 bilhão neste segundo trimestre de 2012.

A PETROBRAS é uma companhia que tem 74% de sua dívida contratada em dólar. A indústria de petróleo e gás é dolarizada do início ao fim da cadeia. Existe um hedge natural em dólar. Nós falamos de petróleo em dólar por barril. Nós pagamos participações governamentais também a valor de Brent e também a dólar presente. Então, toda a nossa atividade, em algum momento da cadeia, é valorizada.

As receitas estão atreladas ao câmbio. Por isso não se faz um hedge nas operações da indústria de petróleo e gás, ela está naturalmente dolarizada.

Quando existe um investimento muito grande, como a PETROBRAS tem nesse período e em períodos anteriores, fazemos captação em mercado naquilo que dá o maior conforto econômico-financeiro para a PETROBRAS.

Normalmente, 74% das nossas captações estão em dólar. Quando houve a depreciação do real, a nossa dívida cresceu e tivemos um resultado financeiro menor do que o do ano anterior, do que o do trimestre anterior, em 7 bilhões de reais. Essa foi a principal justificativa.

A segunda justificativa foi a queda na exportação de petróleo. Nós começamos este ano de 2012 com uma série de paradas programadas que precisavam ser feitas para que pudéssemos crescer de forma sustentável ao longo dos próximos anos. Então, tivemos uma produção menor no segundo trimestre. Por isso, exportamos menos petróleo e tivemos um resultado menor.

Também perdemos a produção correspondente à PETROBRAS da parada do campo da Chevron, Frade. Paramos a produção e perdemos 15 mil barris de petróleo por dia. Mas temos o PROEF, que é um programa de aumento da eficiência operacional da companhia.

Tivemos uma baixa de 41 poços secos e poços subcomerciais. A atividade exploratória da PETROBRAS aumentou significativamente. E quanto mais atividade exploratória se faz, maior a probabilidade de se ter poço seco ou poço não comercial. Por isso tivemos uma baixa no resultado dos poços secos e poços não comerciais.

Novamente, tanto a desvalorização cambial quanto a baixa de poços secos subcomerciais são resultados contábeis que não atuam, não batem exatamente em cima do caixa.

Tivemos também uma queda na margem de derivados. Houve um consumo bastante grande, principalmente de diesel e gasolina, e o aumento do Brent. Tivemos uma perda de margem em razão desse consumo maior, e isso, sim, impacta diretamente o caixa da companhia.

Então, para que possamos fixar: a grande razão do resultado negativo da companhia veio principalmente da depreciação do real — uma dívida de 74% em dólar; uma queda na exportação de petróleo — menor do que o trimestre anterior, motivada por paradas operacionais; uma baixa de 41 poços secos, porque a nossa atividade exploratória é muito maior; e a queda na margem de derivados, que foi o quarto impacto, em valor.

Mostro neste eslaide para os senhores que, ainda que a nossa atividade exploratória tenha crescido muito, no pré-sal tivemos duas baixas de poços não comerciais, o que é muito importante.

Registro aqui que o índice de sucesso exploratório da PETROBRAS, no total, pós-sal, pré-sal, campos de terra, campos no mar, é um dos mais altos índices registrados na literatura. Somando tudo isso, temos 59% de sucesso exploratório, quando, no mundo, o melhor indicador e de 30%.

Temos no pré-sal 94% de resultado exploratório positivo. Esses indicadores são excepcionais. Eu não conheço outra operadora em lugar nenhum que esteja com índice de tamanha expressão.

Olhamos o plano de negócios e gestão da companhia, aprovado pelo Conselho de Administração, em junho de 2012. São 236.5 bilhões de dólares sujeitos ao mercado. O que significa? Que temos restrições condicionantes à realização desse investimento neste período 5 anos. O nível de alavancagem financeira da companhia necessariamente tem que ser menor que 35%, o indicador que mostra a dívida líquida pelo EBITDA — que significa o caixa da companhia — tem que ser menor do que 2,5 vezes, o múltiplo de 2,5. Não haverá emissão de novas ações, e nós precisamos fazer um desinvestimento de 14,8 bilhões de dólares neste período de 5 anos. Não existe uma data, um dia definido de um certo ano para ser realizado. Mas é preciso fazer esse desinvestimento. E ele se dá principalmente no exterior, principalmente em ativos de exploração e produção no exterior.

O grande investimento da companhia é na área de exploração e produção. A prioridade absoluta da nossa companhia é a produção do petróleo, porque é dela que vem a receita para investimos nas refinarias de que tanto precisamos para diminuir a nossa exposição, a nossa volatilidade em relação aos preços internacionais.

Então, a ordem é esta: produzir petróleo para gerar receita, para fazer os investimentos na área do abastecimento, depois na área de gás e energia. Estas são as prioridades: produção de petróleo, E&P, refinarias principalmente, petroquímica, na sequência, e depois o gás e a energia.

A área internacional é a menor prioridade da companhia. E nós temos que fazer, sim, investimentos em distribuição, porque precisamos atender a esta demanda tão grande na área de consumo de diesel, por exemplo. Em biocombustíveis, o etanol tem prioridade comparada com o biodiesel.

Passamos para a sistemática de aprovação de projetos. Então, nós temos o Conselho de Administração, que aprova o investimento e impõe determinados controles em relação à realização desse investimento. Eu citei o indicador e o endividamento pelo EBITDA. Agora nós, PETROBRAS, temos o dever, a obrigação, perante o Conselho de Administração e perante nossos acionistas, de fazermos, de buscarmos, de compormos a melhor carteira de projetos.

E aí existe também algo clássico dentro da PETROBRAS, há pelo menos 20 anos esta é a modelagem dentro da companhia: projetos em avaliação, projetos em implantação e projetos em operação.

Projetos em avaliação são projetos que estão em fase exploratória — fase I, fase II, fase III. Projetos em que se está fazendo a sua concepção, se está definindo a sua engenharia, aquilo que chamamos de projeto básico. A cada etapa é preciso aprovar o estudo de viabilidade técnica e econômica.

Passamos para a fase de implantação, que são obras. E eu aqui vou mostrar a RNEST e a UTE, a térmica Baixada Fluminense.

Depois, projetos em operação, que são projetos que estão em operação e que ensinam os projetos que estão em implantação e os projetos que estão em avaliação. Então, não existe um corte nessa cadeia. Todos os projetos, em todas as fases, ensinam aquele projeto inicial. Quando vamos começar um outro projeto, obrigatoriamente, precisamos conhecer o desempenho dos demais.

Eu apresento aqui a Plataforma P-57 e o Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté, o GASTAU. Eu vou falar também do GASTAU aqui nesta Mesa.

Nós chamamos de mudanças e melhorias, lições aprendidas, sinapse. Sinapse é um processo da PETROBRAS que está dentro dos nossos procedimentos obrigatórios desde o ano de 2006. Se vamos construir um projeto, estudamos o outro.

Então, começamos aqui pela REVAP. A REVAP foi a última refinaria construída pela PETROBRAS. Em 1980, nós compramos o projeto, um projeto italiano da Snam Project. Então, esse projeto foi comprado. De lá para cá, não fizemos outra refinaria. A refinaria que está em desenvolvimento, com 65% da sua realização física, é a RNEST, a Refinaria Abreu e Lima.

A experiência adquirida nessa refinaria permite a concepção das novas refinarias no Maranhão, no Ceará e no Rio de Janeiro, tanto o COMPERJ — Fase I quanto o COMPERJ — Fase II, dentro das métricas internacionais de preço, prazo e tecnologias padronizadas.

Esta refinaria RNEST é feita 100% pela PETROBRAS. A produção de diesel nessa refinaria é de 161 mil barris por dia de diesel. Setenta por cento do petróleo que entra nessa refinaria é convertido para diesel. O avanço físico hoje é de 65%. A entrada em operação do primeiro trem será em novembro de 2014. O CAPEX, o investimento posto nessa refinaria é de 17 bilhões de dólares, com pleitos que estão sendo discutidos de outros 3 bilhões de dólares. Empregos gerados hoje, só dentro da RNEST: 43.500 pessoas trabalham na RNEST. Conteúdo local: 91%.

As refinarias do Ceará e do Maranhão — a refinaria do Maranhão com dois trens e a refinaria do Ceará com um trem — hoje têm como projetos típicos dois projetos na China, duas refinarias que se assemelham a essas refinarias simplificadas, customizadas, com métricas internacionais, que nós vamos fazer no Maranhão e no Ceará.

Então, é um círculo de ensinamento, um círculo virtuoso em que nós estamos trabalhando, considerando, a depender da possiblidade, parcerias para a construção dessa refinaria no Ceará e, eventualmente, no Maranhão.

Com relação às térmicas, a Termelétrica Euzébio Rocha, as térmicas em que fizemos a conversão e outras que construímos no Amazonas, térmicas que eram a óleo e passaram para gás... Essas duas térmicas, juntas, ensinam a Usina Termelétrica Baixada Fluminense, também a título do Projeto Sinapse, a como produzir de forma mais eficiente, do ponto de vista da performance, com um custo menor.

A P-57, no Campo de Jubarte, ensinou a P-62. Hoje o casco dessa plataforma está saindo agora da China e há toda uma parte de conteúdo local, que totaliza 65%. A P-57 ensinou a P-62, que ensina a essas 39 unidades estacionárias de produção que nós temos que construir no período de 2012 a 2020.

O desafio é realmente enorme. É um grande desafio.

Vamos ao GASTAU, o Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté. Nós construímos, de 2007 a 2011, quase 4 mil quilômetros de gasodutos. Não foi um gasoduto de 4 mil quilômetros, mas vários. No Gasoduto Bolívia-Brasil, são 3.156 quilômetros de gasoduto, mas um gasoduto. Nós fizemos quase 4 mil quilômetros de vários gasodutos, em torno de 25 gasodutos.

Um dos gasodutos que nós inovamos no Brasil — isso é muito comum em outros países — é o GASDUC, o Gasoduto Cabiúnas-Reduc. É este gasoduto em verde, pintado dentro de um túnel, não no emboque — porque o GASTAU está dentro de um emboque. O túnel tem entrada e saída. No emboque se entra e não há saída, não se perfura até o outro lado.

Nós tivemos um desempenho bastante satisfatório no GASDUC — este que é um túnel — e passamos a fazer o GASTAU. O GASTAU é este em tom amarelo, na parte inferior. Nós usamos um tatu, que é uma tuneladora, uma TBM de 300 metros de cumprimento — esta que aparece pequenininha, depois os senhores vão ter acesso às fotos, aparece na parte inferior. Fizemos uma perfuração e fomos acompanhando o progresso desse avanço dentro desse emboque, 5 mil metros, bastante próximo ao que nós tivemos no gasoduto de cima.

Em determinado momento, uma análise técnica e econômica demonstrou ser viável comprarmos a tuneladora. Houve um acordo de aquisição entre a empresa Schahin e a empresa Ghella, que é a dona dessa tuneladora. Foi feito um desvio lateral, e essa tuneladora foi deixada dentro do túnel, para que nós fizéssemos um resultado positivo de 777 milhões de reais à época. Ou se faz isso, ou se para de produzir o petróleo e não há como escoar o gás.

Então, o resultado econômico dessa transação era de 777 milhões de reais a favor da PETROBRAS contra fazer a aquisição de uma tuneladora por 51 milhões. Essa foi a decisão da PETROBRAS, e normalmente é a decisão de quem opta por fazer uma perfuração utilizando a mesma tuneladora.

Existem muitos exemplos — a PETROBRAS, definitivamente, não inovou —, há muitos exemplos no mundo de que fazem assim. Eu trouxe alguns exemplos, e há aqui a fonte, no site, para que aqueles que tiverem interesse possam consultar.



A Tuneladora Encontra Seu Local de Descanso — esse título é uma tradução de uma matéria de um jornal dos Estados Unidos — numa ligação de dois túneis, de dois encontros no Queens e Manhattan. Então, optou-se — acreditem ou não — por enterrar a máquina no final do túnel. Na verdade, isso economiza dinheiro em comparação com a tentativa de retirar um monstro depreciado do lado distante e tal.

Essa é só uma tradução. Esse texto está no site.

O outro exemplo é a grande comunicação, o canal que liga a Inglaterra à França. Do lado francês, as tuneladoras britânicas foram enterradas, as tuneladoras que vinham do lado da Inglaterra.

Outro exemplo também muito interessante e que é muito parecido com o nosso caso são as cabeças de corte gigantes do aeroporto — airport link — que serão enterradas no solo. O senhores vejam, entre aspas, que foi exatamente o que aconteceu no nosso caso: “Esta decisão evitará a necessidade de mais 3 meses de trabalho adicional na superfície. E é uma boa notícia para as pessoas que estão do outro lado.” Ou seja, nós tivemos um ganho de 104 dias e esses senhores, na Austrália, um ganho de 90 dias.

Metas de produção do Plano de Negócios 2012-2016.

Nós tivemos uma postergação de 2 anos, aproximadamente, da nossa curva de produção. Não é uma perda de potencial, a PETROBRAS não vai produzir menos. A PETROBRAS reconheceu que nós precisávamos de mais 2 anos para conseguir dar conta da nossa produção. Por quê? Principalmente porque tivemos atrasos na conclusão, no envio ao Brasil de 14 sondas de perfuração, todas elas com conteúdo local zero, 100% contratadas no exterior. Elas atrasaram de 1 a 2 anos.

Nós tivemos atrasos também nas unidades estacionárias de produção. Sem as sondas no dia e na hora correta, sem as unidades de produção, não há como produzir o petróleo.

Então, reconhecemos este atraso de 1 a 2 anos, na média, em 2017, de 1 milhão de barris. Nós vamos sair de 2 milhões de barris de petróleo por dia e vamos chegar a 4,2 milhões de barris de petróleo por dia em 2020. Não é uma perda de produção. É um atraso na produção.

Já caminhando para o final da apresentação, mostramos aqui a nossa curva de produção, em verde. Para produzi-la, nós temos grandes oportunidades para a indústria de bens e serviços no Brasil. Nós temos 39 unidades estacionárias de produção em construção ou que acabaram de ser contratadas. Essas unidades estacionárias de produção têm conteúdo local médio de 65% e o nosso investimento é de 131,6 bilhões de dólares.

Mais uma vez, mudanças e melhorias, sinapses, lições aprendidas. São 39 unidades, são 131,6 bilhões de dólares. Nós temos que trabalhar as lições aprendidas também na área de exploração e produção.

A nossa curva de produção neste ano de 2012, a nossa meta declarada na época do lançamento do plano: 2,022 milhões de petróleo por dia, mais ou menos 2%. Nós estamos rigorosamente dentro das metas planejadas. Neste segundo trimestre, tivemos uma diminuição da produção porque o Campo de Frade continuou fora, não voltou à produção, ela não foi autorizada pela Agência Nacional de Petróleo, que tem todas as razões para isso, e ainda não há previsão para a volta de Campo de Frade.

Nós tivemos paradas obrigatórias. Nós paramos para ter uma produção mais sustentável, estava programado. Então, há uma administração nessa produção.

Houve agora, no dia 10 de setembro, a entrada de uma nova unidade estacionária de produção, a cidade de Anchieta, que vai produzir, em fevereiro ou março do ano que vem, mais 100 mil barris de petróleo por dia e 3,5 milhões de metros cúbicos de gás natural. Esse é um petróleo novo.

Nós temos também o PROEF, o Programa de Aumento da Eficiência Operacional. Precisamos trabalhar, recuperar, aumentar a eficiência operacional da unidade operativa da Bacia de Campos — essa que está em vermelho. É uma região da Bacia de Campos bastante idosa. A Bacia de Campos, por si, é uma área madura, o que é muito bom para nós, pois conhecemos a bacia. Nessa região em vermelho estamos trabalhando fortemente a recuperação dessa atividade. São unidades, áreas que estão sendo produzidas há 20, 30 anos. E estamos acreditando, investindo 5 bilhões de dólares para trazer essa eficiência operacional. Ela já foi 89% em 2008 e vamos conseguir, gradativamente, administrar melhor a depressão dessa bacia.

Eu gostaria de registrar que a Bacia de Campos é uma área madura, mas temos uma série de plataformas que serão instaladas no ano de 2013 nessa bacia madura. Óleo novo da Bacia de Campos: P-55 (Módulo 3, Campo de Roncador), P-62 (Módulo 4, Campo de Roncador). Tudo Bacia de Campos, óleo novo. Temos também a P-61 e a P-63, Papa Terra, na Bacia de Campos, óleo novo.

A Bacia de Campos é uma grande bacia e tem uma região, que se chama UOBC, que precisa de tratamento especial, ela precisa desse trabalho dedicado que a PETROBRAS vem fazendo desde 2011. Agora em 2012 aumentamos a intensidade do investimento para recuperar mais rapidamente a produção.

Nossas atividades de refino. Nós temos duas novas refinarias. A RNEST, cujo primeiro trem, como eu disse, é para novembro de 2014; e o segundo trem, maio de 2015. E temos o COMPERJ, cujo primeiro trem é para abril de 2015. Esse último não sofreu qualquer postergação neste plano de negócio de 2012-2016. Logo em fevereiro ou março, o plano foi aprovado. Em março esse trem já tinha uma planta. É uma unidade de processo, é um trem, como chamamos, é um módulo. Nós tínhamos já essa previsão para abril de 2015.

Notem, senhoras e senhores, que se nós não construirmos o Trem 2 do COMPERJ, se nós não fizermos a refinaria do Ceará e os dois trens do Maranhão, vamos ficar com uma exposição, uma demanda por importação. Mesmo depois da RNEST e do primeiro trem, vamos ficar com a necessidade de importar praticamente 1 milhão de barris de derivados por dia, caso aconteça este crescimento de mercado que eu mostrei para os senhores de 4,9%.

Então, é necessário. E é necessário também que nós, nessas novas refinarias, continuemos fazendo o que estamos fazendo há 3 anos: buscar as melhores métricas, métricas internacionais, para essas refinarias.

Passamos agora, dando uma olhada rápida, para a área de fertilizantes. Os senhores lembram que fertilizantes nitrogenados crescem, no Brasil, 75%, enquanto no mundo crescem 35%, 40%.

Nós estamos construindo em Três Lagoas, Mato Grosso do Sul, uma das maiores plantas de fertilizante do mundo. Lá nós vamos produzir ureia, um pequeno volume de amônia e, em maio do ano que vem, sulfato de amônia. Mesmo assim, é necessário que façamos a Unidade de Fertilizantes IV, do Espírito Santo, e a Unidade de Fertilizantes V, de Minas Gerais. Ambas estão em avaliação.

É interessante notar a sinergia das atividades da PETROBRAS. O enxofre que vai para a produção de sulfato de amônia virá da RNEST. Então, essa refinaria que está em Pernambuco trará para nós o ácido sulfúrico de que nós precisamos.

Concluindo: conteúdo local. Nós temos um crescimento do conteúdo local, mantidos preço, prazo e qualidade. Não costumamos dar refresco para a indústria de bens e serviços. Seguimos a política que diz que tudo que pode ser feito no Brasil tem que ser feito no Brasil, e assim a PETROBRAS segue a orientação da política industrial do Brasil. Entretanto, não servimos refresco para a indústria, ela tem que produzir a preço, prazo e qualidade com referência internacional.

Nas situações em que há um abuso em relação a essas métricas no Brasil, o que raramente acontece, nós partimos para contratar no exterior, não há saída, porque é importante a produção e amônia, porque é importante a produção de ureia. O nosso conteúdo local, da PETROBRAS, mostra um crescimento de 55% no caso de E&P, em 2004, para 62% em 2011. No caso do abastecimento, o conteúdo local já é muito alto: 82% em 2004, 92% em 2011. No caso do gás e energia, 70% em 2004 e 90% em 2011.

Último eslaide. As empresas estrangeiras reconhecem no Brasil uma grande oportunidade. Para nós, a indústria de conteúdo local, o desenvolvimento da indústria de bens e serviços significa principalmente vantagem no pós-venda.

Você acaba de construir uma plataforma feita 90% no Brasil. Essa plataforma dá um grande trabalho, há um grande investimento para que ela continue em operação. Se você tiver que trazer um motogerador da Espanha, um motogerador da Alemanha ou de qualquer outro país, quando tem que consertar algum defeito, espera-se muito tempo para a construção. Quando se constrói no Brasil, a estocagem é menor. Vai-se estocar lá na fábrica da empresa. Não se vai estocar no pátio de turbinas da PETROBRAS. Existe um custo financeiro muito grande de estoque.

Então, enquanto o controlador entende que é importante o desenvolvimento da indústria de bens e serviços no Brasil, quando a PETROBRAS administra muito bem essa questão da paridade de preços das métricas internacionais, nós temos grandes vantagens pós-venda.

Por isso há hoje um grande número de empresas vindo para o no Brasil. A imprensa mostra grandes empresas que estão assinando contratos muito grandes com a PETROBRAS, trazendo blocos de geração de energia para serem feitos no Brasil. E mais do que isso: ao lado do centro de pesquisas da PETROBRAS, grandes empresas estão trazendo não só as suas fábricas, mas também os seus centros de pesquisa para o Brasil. É a inteligência que vem para o Brasil, acompanhando as fábricas.

Então, é necessário, sim, fazer um grande trabalho gerencial de todas essas demandas, de todas essas oportunidades, para que tragamos para os acionistas da PETROBRAS, para o controlador da PETROBRAS e para a sociedade brasileira o melhor resultado dessa grande companhia, que é a nossa PETROBRAS.

Muito obrigada a todos. (Palmas.)





Compartilhe com seus amigos:
  1   2   3   4   5   6


©aneste.org 2020
enviar mensagem

    Página principal
Universidade federal
Prefeitura municipal
santa catarina
universidade federal
terapia intensiva
Excelentíssimo senhor
minas gerais
Universidade estadual
união acórdãos
prefeitura municipal
pregão presencial
reunião ordinária
educaçÃo universidade
público federal
outras providências
ensino superior
ensino fundamental
federal rural
Palavras chave
Colégio pedro
ministério público
senhor doutor
Dispõe sobre
Serviço público
Ministério público
língua portuguesa
Relatório técnico
conselho nacional
técnico científico
Concurso público
educaçÃo física
pregão eletrônico
consentimento informado
recursos humanos
ensino médio
concurso público
Curriculum vitae
Atividade física
sujeito passivo
ciências biológicas
científico período
Sociedade brasileira
desenvolvimento rural
catarina centro
física adaptada
Conselho nacional
espírito santo
direitos humanos
Memorial descritivo
conselho municipal
campina grande