Fonte: Brasil Econômico |
Coordenador de um estudo sobre o desenvolvimento da indústria de petróleo na Inglaterra e na Noruega, o sócio da consultoria EY, Carlos Assis, avalia que o Brasil vive um dilema entre a necessidade de gerar recursos com o pré-sal e o desejo de fomentar a criação de uma cadeia fornecedora de bens e serviços. Os dois países europeus foram beneficiados com a descoberta de reservas no Mar do Norte, mas implementaram estratégias diferentes: enquanto noruegueses impuseram um ritmo mais lento, à espera do desenvolvimento de uma indústria local, ingleses aceleraram a produção para cobrir déficits fiscais. “No Brasil, o grande desafio é como lidar com a premência de gerar receita e, ao mesmo tempo, dar tempo para a indústria fornecedora de bens e serviços se colocar”, afirma, lembrando que a Petrobras tem agilizado a produção para gerar caixa para reinvestir. Assis defende a participação de empresas privadas na operação de futuras concessões do pré-sal. “Pode-se ter um modelo colaborativo e, ao mesmo tempo, competitivo.”
Entre o modelo inglês e o norueguês, qual seria o melhor exemplo para aproveitarmos de forma mais efetiva o potencial do pré-sal?
O modelo norueguês é bastante adequado para o desenvolvimento da nossa indústria. A questão é se temos as condições para implantar esse modelo dentro do espírito norueguês, dada a premência em nossa economia para que tenhamos uma elevação rápida da produção. Um dos pontos principais do modelo norueguês é que todo o planejamento foi feito em um ritmo que permitiu à indústria ter tempo para se capacitar, para reagir, dentro de um ambiente competitivo. No início, quando as reservas foram descobertas, a indústria norueguesa ainda não estava capacitada. Mas houve um processo de atração para que a indústria estrangeira de petróleo e as empresas de prestação de serviços atuassem de tal forma que a indústria norueguesa fosse compartilhando conhecimento tecnológico, fazendo intercâmbio. O governo criou um ambiente de competição com colaboração. Essa é a questão: o fato de termos um ambiente colaborativo não impede que tenhamos um ambiente de competição. O ritmo como a coisa foi feita na Noruega, em um modelo que seguiu os dez princípios para o desenvolvimento de uma indústria local, permaneceu por um longo tempo de forma estável. O próprio regime tributário era estável, simples, sem alterações — com tributos altos, é certo, mas o que é combinado antes não é caro. Enquanto isso, na Inglaterra, pela pressão que o governo inglês estava tendo na época, de déficits fiscais, com pressa para obter a receita, havia uma urgência para se acelerar a produção. Não podia ter um ritmo sustentável, gradual, tinha que acelerar a produção em detrimento de um processo de criação da indústria local. “Vamos trazer os players estrangeiros e vamos dar prioridade à produção”. Então, acho que o modelo norueguês é o modelo a ser seguido. Nós temos que pilotar a execução desse modelo para que a gente não quebre determinados princípios pela nossa premência de gerar receita.
Neste momento, parece que, no Brasil, estamos trabalhando muito na urgência de produzir receita…
Sim. A Petrobras precisa antecipar o primeiro óleo (de cada projeto) porque precisa fazer caixa para reinvestir. Vivemos essa dicotomia. E esse ajuste na execução do modelo é o grande desafio: como conseguiremos lidar com essa premência de gerar receita e, ao mesmo tempo, dar tempo para a indústria fornecedora de bens e serviços se colocar? Na Inglaterra, por exemplo, se atingiu rapidamente 70% de conteúdo local. Mas isso significava que tinha muito conteúdo local? Não, qualquer empresa listada na Bolsa de Londres era considerada local. Então era ilusório, porque isso não estava se refletindo na formação de uma indústria. A questão de um ambiente competitivo de colaboração, em uma visão de longo prazo, com regras estáveis e simples, é o desafio. É preciso fazer uma reflexão em relação às principais linhas de nosso modelo regulatório. A Petrobras como única operadora, com 30% de todos os consórcios, a complexidade, a presença da PPSA (Pré-Sal Petróleo S.A, estatal responsável pela gestão da participação da União no petróleo) são um marco regulatório que, de alguma forma, gera preocupação e constrange a atratividade do capital estrangeiro. Porque não temos mais operadores? Não vejo malefício para o desenvolvimento da indústria que tenhamos novos operadores no pré-sal. São novos processos, novas tecnologias, novas formas de trabalhar, novos modelos de contratação. Hoje, o mercado todo afunila em um player final, na forma em que ele contrata e na forma em que ele coloca essa demanda.
Quais as consequências disso?
A questão da previsibilidade da demanda é muito importante. Um médio fornecedor da cadeia não pode ficar seis meses sem vender. Não pode ser contratado em um modelo que é a custo, e não a valor. Em um modelo que está forçando o menor custo unitário. Os grandes têm condições de fazer isso, mas os pequenos, que não têm fonte de financiamento garantido, não têm previsibilidade na cadeia, se vão vender pressionados por custo, têm chance pequena de fazer os investimentos, de resistir a um período de um ano sem encomendas. Isso aconteceu bastante recentemente, teve quebra de encomendas porque atrasaram os projetos. As grandes empresas do setor fizeram centenas de demissões. Elas não vão quebrar, mas elas desmobilizaram recursos que vão ter que mobilizar novamente. E como há, no mundo, províncias que são muito atrativas, se um recurso se moveu para lá, dificilmente a empresa vai conseguir, em um prazo curto, trazer esse recurso de volta.
Tivemos um movimento na semana passada que parece ir contra essa visão. Ao contratar diretamente a Petrobras para produzir os 15 bilhões de barris excedentes da cessão onerosa, talvez crie uma necessidade maior de acelerar os projetos para fazer caixa. Isso pode ser um problema?
A própria reação dos investidores mostra o humor do mercado em relação a isso. Traz uma preocupação do mercado com mais uma sobrecarga operacional para a Petrobras, que é best in class em tudo o que faz. Mas a questão é o quanto a empresa está sendo onerada sem ter a possibilidade de escolher unicamente do ponto de vista empresarial. Está fazendo da menor forma, mas é inegável que tem uma sobrecarga, que vem do nosso modelo, da forma como o governo tem direcionado as políticas neste setor. Competição nunca é ruim, desde que regulada, desde que colocada de uma forma que beneficie o país. A Petrobras está indo muito bem, na medida do possível, ela é referência em águas profundas, mas tem um limite operacional, um limite de investimento. Acho que valeria uma avaliação dos nossos formuladores de política em relação a isso. A própria Noruega incentivou a competição, tanto que em um determinado momento tinha a Statoil e a Saga fomentando um ambiente de competição com colaboração. Daí o desenvolvimento dos clusters de produção, a integração das cadeias produtivas e tudo mais.
Esses 15 bilhões de barris de alguma forma mudam a percepção do Brasil no mercado global de petróleo?
A preocupação é que existe uma oportunidade superlativa e não necessariamente se está criando as condições para que os grandes players internacionais participem de forma efetiva, não apenas com investimento. Se sou uma empresa operadora, o grande diferencial que tenho para gerar valor para o negócio é a eficiência da minha operação. Na medida em que sou grande operador, mas a Petrobras é que vai operar, me torno apenas um financiador e perco grande parte dos ganhos que poderia ter com minha expertise no negócio. Existe essa preocupação do investidor estrangeiro de que há uma interferência governamental muito grande em cima da Petrobras. Por outro lado, o Brasil tem todos os elementos para ser atrativo. Somos uma democracia, respeitamos os contratos, temos instituições sólidas, temos um mercado interno em crescimento, todos os fundamentos para ser um mercado atrativo. Mas quando se chega nos detalhes é que a coisa complica. Discute-se muito se é concessão ou partilha, qual o melhor? Não importa qual o regime, o que importa é a forma como se executa. O regime de partilha não é ruim, por definição. Tem, inclusive, suas vantagens. Mas nos detalhes dessa discussão é que complicamos. Precisamos ficar atentos que temos concorrentes: o Golfo do México americano, o próprio México, o pré-sal africano. Para as supermajors, os grandes operadores internacionais, há opções de investimentos. O Brasil foi a bola da vez há cinco, seis anos, talvez até um pouquinho mais. Houve um grande entusiasmo e o país era visto como um grande paraíso. Sempre digo que nem era tão bom quanto foi colocado pelos investidores na época, nem é tão ruim quanto se fala hoje. É atrativo, mas temos que lidar com essa sobrecarga na nossa estatal de petróleo.
Vendo a dinâmica dos leilões e das contratações diretas, parece que a estratégia é dar o pré-sal para a Petrobras e dar o resto para as outras empresas. O próprio planejamento estratégico da Petrobras se concentra no pré-sal. Pode funcionar?
Pode funcionar em parte, na medida em que se diversifica. Campos em terra, campos de gás e campos em águas rasas trazem players de menor porte. A brincadeira das águas profundas é para cachorro grande. Mas existem outros cachorros grandes que podem estar jogando esse jogo. Sem prejuízo da Petrobras e sem prejuízo do país. Acredito que faz sentido diversificar porque passamos a ter um portfólio mais aberto, passamos a ter players de médio porte atuando em ambientes menos complexos. Faz sentido sim, mas não quer dizer que não possa flexibilizar no pré-sal, com um número maior de players, no sentido em que desonere a Petrobras. Atraindo o investimento estrangeiro, podemos ir mais lentamente como um todo porque teremos novos capitais entrando, que vão suprir aquela parcela que a estatal precisaria colocar. Hoje, temos que ir rápido porque a Petrobras precisa fazer caixa, temos que ir rápido porque o Brasil precisa de divisas, temos que ir rápido porque precisamos de novos recursos para investir. Mas pode-se atrair investimentos, divisas e recursos sem que haja necessidade de antecipar o primeiro óleo. Há outras formas de conseguir recursos para investir.
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