Entrevistadora: A gente vai pegar o gancho de Quattor e Brasken para mostrar que o crescimento da Petrobras não foi só na petroquímica. O faturamento, por exemplo, triplicou. O que explica isto?
Paulo Roberto: Há uma instituição extremamente conceituada no mercado internacional, a Petro Finance Corporation, que faz a avaliação das empresas de energia e liberou o relatório relativo ao ano de 2009 esta semana.
Entrevistadora: Eu vi, apontou a Petrobras como quarta empresa de energia.
Paulo Roberto: Em 2008 estávamos em 8º lugar, em 2009 passamos para o 4º lugar. Há três empresas à frente da companhia: BHP Billinton, a Exxon e a Petrochina. Isto baseado no valor da companhia que têm ações em bolsa e o da Petrobras no final de 2009 estava em torno de US$ 200 bilhões.
Entrevistadora: No início do Lula em que posição a Petrobras estava?
Paulo Roberto: Se eu não me engano era 45º. Em janeiro de 2003, a empresa valia, em ações em bolsa, US$ 18 bilhões e fechamos em dezembro de 2009 em US$ 200 bilhões. Houve um crescimento de mais de dez vezes. Por que aumentou o faturamento? Em 2009 tivemos um fator muito positivo que foi a balança comercial. Em 2009 a balança foi negativa em US$ 920 milhões na parte dos líquidos, incluindo GLP, não estou falando de gás. E este ano tivemos um volume de US$ 2.874 milhões positivo, ou seja, superávit na balança; isto refletindo também um volume de superávit de 156 mil barris/dia entre exportação e importação de derivados e petróleo. Ano passado a gente teve também superávit em volume de 103 mil barris, mas não foi possível ter superávit na parte monetária. Em 2009 começamos, devido à crise mundial, o ano com o barril na faixa de US$ 40, passou e chegou no fim do ano entre 70 e 80 a unidade. Os associados da Opep produzem em média 30 milhões de barris/dia para o consumo mundial que, em 2009, fechou em 84. A Opep teve condições de produzir mais, mas reduziu a oferta do petróleo pesado que é menos valorizado no mercado internacional. Este fato foi muito positivo para a Petrobras, porque nós produzimos uma quantidade grande de petróleo pesado. Então o petróleo pesado que nós não usamos aqui, que exportamos, teve uma grande valorização porque houve um enxugamento do mercado internacional pela Opep de petróleo pesado.
Então vendemos com um deságio muito menor.
Entrevistadora: Agora se olharmos mais a longo prazo, usando os números de 2003 a 2009, é só preço ou há outros fatores envolvidos?
Paulo Roberto: Há outros. Nós tivemos um aumento da produção nacional de óleo e gás. Quando a produção aumenta, temos condição de refinar, principalmente quando entra um mix de petróleo mais adequado, mais petróleo brasileiro, então estamos refinando hoje em nossas refinarias entre 85 a 95% de petróleo brasileiro. Como nós estamos entrando com unidades de coqueamento retardado que propiciam ter um blend de petróleo mais pesado do que leve e, principalmente, na Reduc onde em 2008 nós colocamos uma unidade desta.
Então nós começamos a fazer um blend mais adequado para o tipo de petróleo que nós temos no Brasil e vamos ter também uma nova unidade desta, na Revap, em São José dos Campos, e na Repar nós próximos anos.
Entrevistadora: Está agregando mais valor.
Paulo Roberto: Sim e isto reflete um ganho substancial pra nós. Então tivemos um aumento da produção e da possibilidade de refinar petróleo pesado aqui.
Outro fator importante foi que fizemos, desde o segundo semestre de 2008 e 2009 inteiro, usando o mesmo hardware das refinarias, um trabalho técnico muito forte de aumento de produção de diesel que ainda é o produto que nós mais importamos e o que mais vendemos. Da cesta de combustíveis que a Petrobras vende no país cerca de 40 a 45% é diesel. Então o que fizemos, conseguimos aumentar tecnicamente e também por blendagem de petróleo a produção de diesel nas refinarias; isto resultou em uma menor importação de diesel. Então, por exemplo, em 2008 nós importamos em média 100 mil barris/dia de diesel; em 2009 a importação caiu para 40 mil barris/dia de diesel pelo aumento da produção.
Obviamente também houve um pouco de reflexo da crise. E outro detalhe foi que no início de 2008 a gente teve um uso grande de diesel para geração de energia elétrica porque os níveis dos reservatórios estavam baixos. Em 2009 isto não aconteceu. Mas isto foi só nos primeiros três meses, depois a geração hídrica voltou ao normal então este também foi um fator muito importante para reduzir os custos e aumentar o faturamento. Então os três fatores: primeiro o aumento da produção de petróleo; segundo, o uso maior do petróleo brasileiro nas nossas refinarias, especialmente o do petróleo mais pesado; e terceiro, usando o mesmo hardware, maior produção de diesel que resultou em uma importação menor, ou seja, uma eficiência muito grande das nossas refinarias.
Entrevistadora: Eu estava vendo o último plano de investimentos da Petrobras e lá aponta que na média, entre 2009 e 2013, o valor adicionado pela companhia e seus investimentos é em média 10% do PIB. Em 2010 a gente já estaria em 10%?
Paulo Roberto: Já e a tendência é aumentar.
Entrevistadora: Isto que eu iria perguntar. Com o pré-sal, o que pode acontecer?
Paulo Roberto: No último plano que aprovamos, que foi 2009-2013, nós estamos com aproximadamente U$ 174 bilhões de investimentos. A única coisa que posso dizer é que, possivelmente, tudo leva a crer que este novo plano tenha um valor a mais. Nós não fechamos o plano, ele ainda está sendo discutido. Os investimentos da companhia estão crescendo. A área de refino investia, em 2003, US$ 200 milhões/ano. Em 2009 nós investimos apenas no refino, sem considerar as refinarias novas, só nas existentes, US$ 6,5 bilhões. Passamos de US$ 200 milhões/ano nas refinarias existentes para US$ 6,5 bilhões. Este crescimento é extraordinário.
Entrevistadora: Estava olhando várias coisas referentes à companhia e vi que além da petroquímica, ela também está investindo em termelétricas, no etanol, no biodiesel, tem os planos de fertilizantes. Eu queria entender um pouco o porquê desta verticalização.
Paulo Roberto: O plano estratégico nosso desde três anos atrás está focando cada vez mais a Petrobras como uma empresa de energia, e não como uma empresa só de petróleo e gás. Na realidade, muitas empresas de petróleo e gás estão atuando muito nesse segmento, ou seja, cada vez uma empresa de energia dentro de um espectro mais abrangente. Quando se fala de empresa de energia, fala-se em geração de energia elétrica. Hoje nós participamos de pequenas centrais hidrelétricas, termoelétricas a gás natural, a diesel, a óleo combustível.
Entrevistadora: Se não a Petrobras é hoje a oitava do país em capacidade instalada.
Paulo Roberto: Hoje, se não me engano, temos 7 mil megawatts já instalados. A tendência é aumentar, porque nesta parte de geração a gás, a óleo, a combustível e a diesel, nós devemos aumentar. Ganhamos, recentemente, no leilão da Aneel, capacidade de 1,8 megawatt em eólica. Na parte de energia, nós trabalhamos muito nesse sentido e na parte de biocombustível. Criamos uma empresa há quase dois anos, a Petrobras Biocombustível que é responsável pela produção do biodiesel e do etanol. No biodiesel, nós temos hoje três unidades em operação no Ceará, Minas Gerais e Bahia. E compramos, no ano passado, a participação de 50% de uma unidade em Marialva, Paraná. E estamos entrando na produção de etanol. Também adquirimos a participação de sociedade com uma empresa denominada Total, que não tem nada a ver com a empresa francesa de petróleo, mas também 50% de uma unidade de produção de etanol em Goiás.
Entrevistadora: Sobre o etanol, eu tenho duas dúvidas. A tendência é a Petrobras aumentar a produção dela via parceira e por que de alguma forma demorou um pouco? Porque outras petroleiras já estão na produção brasileira de etanol...
Paulo Roberto: A estratégia nossa é de participar de usinas greenfield, ou seja, construir uma usina nova, e nos associamos com uma empresa do Japão, a Mitsui que é sócia nossa em alguns negócios. Fizemos todo esse trabalho de seleção de alternativas, entre outras coisas. Mas tivemos muita dificuldade em fazer a implantação desta primeira usina. Um dos motivos é o arrendamento de terra, que é um problema. Nós não temos expertise em plantar cana, e sim em combustível, e também, não temos expertise de operar usinas, embora a parte industrial não é nada complexa perante o que operamos. Então, resolvemos começar o processo com usinas já existentes, onde você se associa com um sócio que tem expertise tanto na área agrícola como na parte da operação da usina. Somos sócios de uma primeira usina, a empresa é a Total Agroindústria Canavieira SA. A Petrobras tem metade desse negócio.
Entrevistadora: Quantas usinas a Petrobras precisa ter? Já existe um plano traçado?
Paulo Roberto: Não tem um número definido. Pretendemos ser um autor relevante nos segmento dos biocombustíveis. Devemos ter uma participação significativa na produção do etanol. Estamos também participando do alcooduto, que vai levar álcool desde Goiás ao porto de São Sebastião. Estamos trabalhando nesse projeto conjunto com a Camargo Correa e a Mitsui.
Entrevistadora: Eu tenho uma dúvida referente ao projeto, pois vi que tem o projeto da PMCC e também da Uniduto. Existe a possibilidade dos dois dutos serem interligados. Fiquei me perguntando se seria viável os dois dutos interligados. Se existe uma preocupação dos usineiros em relação ao preço que a Petrobras vai cobrar, porque se o duto é interligado, acaba sendo tudo um preço só e via Uniduto haveria uma interferência direta.
Paulo Roberto: Temos conversado muito com a Uniduto e com a Única que é a maior participante deste projeto. Eu vejo que tem espaço para um duto, embora até a chegada dele em Paulínia, porque os dutos são em São Paulo que é o maior produtor de etanol do Brasil. Até essa chegada em Paulínia, são rotas diferentes.
O nosso vai para Ribeirão Preto, e depois Uberaba, e Senador Canedo, enquanto o duto da Uniduto vai pelo lado oeste do estado de São Paulo. Mas logo depois de Paulínia até o litoral é o mesmo duto. A intenção é fazer um único duto, não tem sentido ter dois. Além disso, estamos atuando em outro projeto, que está bem avançado, que é a hidrovia Tietê-Paraná. Queremos usar a hidrovia para trazer o álcool que é utilizado mais na parte oeste que não é abrangido por esse alcoolduto, via hidrovia e esta hidrovia se conecta em Campinas também com este alcooduto que é uma alternativa muito competitiva do uso do transporte hidroviário no Brasil.
Entrevistadora: Vocês acham que só tem espaço para um duto embora até a chegada em Paulínia as rotas sejam diferentes.
Paulo Roberto: Temos conversado com a Uniduto neste sentido como falei. A PMCC, somos nós a Camargo e a Mitsui, mas há espaço para outros participantes dentro da PMCC. Não tem nenhum problema. Inclusive, estamos discutindo a possibilidade de ter outros sócios. As pessoas têm receio de que a partir disso, a Petrobras comece a cobrar muitas tarifas. Isso é um erro. Porque o duto, seja ele de óleo, gás, derivado ou etanol, toda a parte dutoviária é regulada pela Agência Nacional do Petróleo. No mundo inteiro, as tarifas de dutos são reguladas, como nas cadernetas de poupança: tem-se rendimento certo, porém pequeno. Além do mais, o duto é muito mais competitivo que qualquer outro modal de transporte, seja caminhão, trem ou outros.
Entrevistadora: Por que você acha que não há possibilidade para mais de um duto. Você acha que a interligação não funcionaria?
Paulo Roberto: Pode até funcionar. Se não conseguirmos fechar, podemos fazer um hub em Campinas. Cada duto viria de um lado unindo em Campinas, fornecendo uma linha só para o litoral.
Entrevistadora: Mas não seria o ideal?
Paulo Roberto: Não, mas é possível. O que não faria sentido nenhum seria, de Campinas, saírem duas linhas em direção ao litoral de São Paulo. Seria um desperdício de investimento.
Entrevistadora: A Petrobras cresceu o share dela na distribuição, que foi de 31,5 para quase 39, devido à aquisição da Agip e da Ypiranga. A Petrobras investiu na distribuição quando outras petroleiras não estavam investindo. Qual foi a estratégia?
Paulo Roberto: As grandes empresas de petróleo do mundo, principalmente Shell, Chevron e a própria Exxon, tinham, de longa data, muito desequilíbrio entre os seus investimentos na área de exploração e produção, versus a área do downstream que engloba toda a parte de refino, transporte e distribuição. Por exemplo, a British Petroleum (BP) tem uma produção em torno de 2,5 e 2,8 milhões de barris/dia e uma capacidade de refino que chega a 3,5, quase 4 milhões/dia. Quanto à comercialização, são 6 milhões de barris/dia. Ela comercializa mais do que o dobro do que produz. A Exxon também tem uma produção em torno 4 milhões e um refino de mais de 5 milhões. Ou seja, essas grandes companhias eram um pouco desequilibradas em relação à produção versus refino e distribuição. Agora, elas focam seus portfólios em aumento de reservas, aumentando a capacidade de investir na exploração e produção para
que haja um equilíbrio em relação a refino e distribuição. A Petrobras é uma empresa bastante equilibrada, produzindo entre 2,3 e 2,2 milhões de barris de petróleo por dia e temos um refino de 1,850. Como vamos aumentar a produção no pré-sal, precisaremos de mais refino. No passado, há 15, 20 anos, tínhamos desequilíbrio porque a capacidade de refino era maior do que a capacidade de produção.
Entrevistadora: E como a Petrobras está em relação à distribuição? Há equilíbrio ou não?
Paulo Roberto: Como você mencionou, estamos com em torno de 38%, 39% do mercado, que é um patamar bastante bom. Esse aumento no share aconteceu principalmente devido ao trabalho excepcional que a Petrobras tem feito em relação à promoção de vendas e, obviamente, à entrada dos ativos da Ypiranga, da qual compramos relativo a Norte, Nordeste e Centro-Oeste, já que os ativos de Sudeste e Sul ficaram com o grupo Ultra.
Entrevistadora: Mas foi uma questão de oportunidade ou distribuição é também estratégica?
Paulo Roberto: Eu diria que ambas as características estão presentes. Para a Petrobras é estratégico, pois podemos colocar nosso produto em uma rede que é também nossa. Como você sabe, nós vendemos na porta da refinaria nas mesmas condições comerciais com que vendemos para empresas como BR, Shell, Ypiranga, Cosan e para o grupo Ultra. A Petrobras não tem nenhuma vantagem, nunca teve e nunca terá.
Entrevistadora: Vocês entraram no GLP. Faz sentido manter o gás no portfólio da Petrobras?
Paulo Roberto: Nós não operávamos nessa área. Até para conhecer o mercado e verticalizar, foi importante comprar essa participação e ter a Liquigás. Hoje, temos um conhecimento melhor do mercado, trabalhamos muito melhor dentro dele. Foi bastante importante.
Entrevistadora: Vocês devem crescer nessa área?
Paulo Roberto: É difícil responder. É preciso estar sempre alerta para as oportunidades de negócio que podem aparecer à sua frente.
Entrevistadora: Mas pelo que você fala, eu sinto que é um pouco diferente do etanol, do biocombustível. Onde é totalmente estratégico crescer, não é?
Paulo Roberto: Respondendo à questão do etanol. Nosso objetivo é que até 2013 tenhamos 25% da produção de biodiesel e 10% da produção de etanol do Brasil.
Entrevistadora: Mas a Petrobras já tem 29% da produção nacional de biodiesel, não é? O mercado vai crescer mais do que a Petrobras?
Paulo Roberto: O mercado está crescendo. Começamos agora em 1º de janeiro com 5% de biodiesel no diesel. Como o mercado de diesel vai crescer, mantendo os 5%, haverá também aumento na produção de biodiesel. Nós temos hoje capacidade de produção ainda superior à demanda de biodiesel se somarmos todas as empresas que produzem biodiesel. Vamos crescer e o mercado também.
No ano passado, exportamos em torno de 10% do total de exportação de etanol do Brasil.
Entrevistadora: Mas não era produção própria...
Paulo Roberto: Zero de produção própria. Só agora estamos começando e pretendemos ter, até 2013, 10% da produção brasileira de etanol.
Entrevistadora: Por que essa verticalização? O que ela traz? Qual a lógica por trás dela?
Paulo Roberto: A ideia é que a Petrobras seja uma empresa de energia e não uma empresa só de óleo e gás. Por quê? Diversificando o portfólio, temos uma estabilização de perdas e ganhos. Se uma área não está indo bem, outra está. Há um equilíbrio maior. Por exemplo, a maior refinadora do EUA, a Valero, tem uma capacidade de refino superior a 3 milhões de barris/dia. Com a crise, as margens de refino foram bastante reduzidas. Hoje, essa empresa está em uma situação muito complicada nos EUA. Quem for integrada, trabalhar com exploração e produção, refino e distribuição, pode passar mais suavemente por uma crise, porque um segmento compensa outro.
Entrevistadora: A Petrobras comprou diversas termoelétricas e isto começou na época do apagão. Eu gostaria de saber se a empresa “foi obrigada” a fazê-lo ou se faz parte dessa estratégia de verticalização? Vi também que empresa está com uma participação em 22 de 27 distribuidoras de gás depois da compra das distribuidoras de gás de Minas. A lógica é a mesma?
Paulo Roberto: É a mesma. Em relação à participação em distribuidoras, a entrada da Petrobras aconteceu muito antes do apagão. Nós já participávamos das distribuidoras de gás havia muito tempo. Na época do apagão, em 2000, 2001, houve um enorme boom de empresas que construíram termoelétricas.
Começamos a nos associar a algumas dessas empresas porque, como produzimos gás, ter aquele mercado seria bastante interessante. Mesmo depois do apagão, incrementamos nossa participação. Sempre dentro do conceito que já mencionei: uma empresa integrada e diversificada, visando cada vez mais à parte de energia e não apenas petróleo e gás, dentro de uma diversificação de portfólio.
Entrevistadora: A petroquímica mostra muito essa agregação de valor. Como estão os planos da Petrobras na área de fertilizantes agora, depois da movimentação da Vale? Vocês estão decididos a fazer mais plantas? Já tem algum número confirmado?
Paulo Roberto: Já. Faremos a terceira fábrica de fertilizantes. Já temos duas fábricas de fertilizantes nitrogenados: uma na Bahia e outra em Sergipe. Essa terceira deve ser uma fábrica grande em termos de produção. Nossa intenção é que ela produza 1 milhão de toneladas por ano...
Entrevistadora: Mas a minha dúvida é: são mais três fábricas ou só mais essa?
Paulo Roberto: Não. Nesse momento, nós aprovamos apenas mais uma fábrica.
Entrevistadora: A questão do fertilizante é muito sensível para o Brasil porque importamos muito. Tivemos um aumento de preço muito forte, o produtor sofreu um pouco. Antes, quando a Petrobras lidava mais com fertilizantes, as pessoas falavam da produção funcionando como uma espécie de escudo para a flutuação
de preços. Você acha que a empresa, voltando a atuar fortemente nessa área pode voltar a funcionar desse jeito, como acontece com a gasolina, por exemplo?
Paulo Roberto: Acho que não. Por que também existem outros produtores de fertilizantes. Você acabou de falar que a Vale tem intenção de entrar nessa área de fertilizantes.
Entrevistadora: Mas a Vale está mais com fosfatados e a Petrobras mais com nitrogenados não?
Paulo Roberto: É, mas em nitrogenados tem a Fosfértil, e pelo que li nos jornais a Vale estaria comprando a Fosfértil da Bunge. A Fosfértil tem uma unidade no Paraná que era nossa e da qual a Petrobras teve que se desfazer quando houve o programa de privatização, no início dos anos 90.
Entrevistadora: A Petrobras era a dona de toda a Fosfértil, não é?
Paulo Roberto: É, estava tudo dentro da Petrofértil, que era a subsidiaria que nós tínhamos que tivemos que vender.
Entrevistadora: Paulo, quando vocês pensam em todos esses investimentos, a Petrobras avalia que também é uma das funções dela como empresa estimular investimentos de outros setores e minimizar a flutuação de preço dentro do Brasil ou não?
Paulo Roberto: Obviamente temos os compromissos, isso é claro e não podemos negar. Mas toda avaliação tem avaliação econômica dos projetos. Então isso é muito claro dentro da companhia; até por termos ação em bolsa, temos que avaliar isso constantemente. E também temos que avaliar nos projetos nossos a responsabilidade social e ambiental, quer dizer, é necessário ser feita uma avaliação de forma global. Então por exemplo, vou dar um exemplo aqui para você, às vezes sai na imprensa dizendo assim: “as novas refinarias que a Petrobras está fazendo, que é o caso da Abreu Lima em Pernambuco, da Refinaria do Ceará e da refinaria do Maranhão, essas refinarias estão saindo no Nordeste por questões políticas”. Ledo engano, porque a última refinaria que nós fizemos foi São José dos Campos; ela entrou em operação em 1980, então tem 30 anos que não se faz uma refinaria nova nesse país. É óbvio que fizemos várias melhorias nas refinarias existentes. Uma refinaria nova, inteiramente nova, está sendo feita agora; a primeira, depois de 30 anos, em Pernambuco. Mas como foi que a gente chegou à Pernambuco, como chegamos ao Ceará e como chegamos ao Maranhão? Quando detectamos a necessidade de novas refinarias, baseado no fato de não ter como crescer as existentes. Você pode perguntar: Não é melhor crescer a existente? É. Até um certo limite que não é mais econômico. Aí eu tenho que fazer uma nova. Então fomos até esse limite nas refinarias existentes, até onde eu poderia ir ampliando, dentro dos limites econômico-ambiental etc. Muito bem, aí fizemos uma avaliação onde eu poderia então fazer uma nova refinaria.
Então fizemos um estudo técnico-econômico-ambiental, social etc., de vários estados e, tecnicamente, isso obviamente tem os estudos que comprovam, o melhor local era Pernambuco, devido ao porto, devido à localização...
Pernambuco é o 2º mercado consumidor do Nordeste, perdendo apenas para Bahia, e assim por diante; e lembrar que no Nordeste, nós temos só uma refinaria, que é a refinaria da Bahia. Então hoje a gente supre o nordeste com a refinaria da Bahia e com cabotagem, com os navios que eu carrego aqui no Sudeste e eu levo pro Nordeste. Então, técnica e economicamente, chegamos lá porque o
melhor local era Pernambuco. Nesse momento começamos a refinaria de Pernambuco. Nesse momento, ouvimos: o pré-sal vai produzir em 2020 5.7 milhões de barris de petróleo equivalente. Eu tenho hoje 1.9 milhões de capacidade de refino. Eu tenho que aumentar a capacidade de refino, se não serei um grande exportador que não agrega nada para nosso país. Eu tenho que gerar receita, emprego, desenvolvimento aqui e agregar valor... É muito melhor eu vender gasolina, diesel, QAV do que vender petróleo. Muito bem, então chegamos à conclusão que precisaríamos de mais duas refinarias, então ficou a Premium 1 para o Maranhão e a Premium 2 para o Ceará. Quando fiz aquele estudo prévio para chegar em Pernambuco, eu já tinha quem eram o 2 º e o 3º lugares melhores do Brasil; então, quando chegamos à conclusão que tínhamos que fazer novas refinarias, o estudo estava pronto dizendo onde seriam essas novas refinarias.
Esse é um estudo técnico, ambiental, econômico e social. Então não é um estudo político, entendeu? Então esse é o caminho que a Petrobras tem.
Entrevistadora: Certo. Paulo, apenas conferindo o número que você falou, a perspectiva para o pré-sal em 2020 é de 5,5 milhões?
Paulo Roberto: 5,7 milhões de barris de petróleo equivalente. Que seria petróleo mais gás.
Entrevistadora: E a capacidade de refino que você mencionou...
Paulo Roberto: Nós devemos chegar em 2020 com 3,2 milhões de barris.
Entrevistadora: Mesmo com as refinarias novas e tal?
Paulo Roberto: Mesmo, porque hoje eu tenho uma capacidade de refino de 1,9 milhão e vou colocar agora mais 1 milhão e 200 de refino novo. Com um esforço gigantesco, fazendo 5 refinarias ao mesmo tempo. A refinaria de Pernambuco, a refinaria do Maranhão, a refinaria do Ceará, uma unidade pequena no Rio Grande do Norte, que é a refinaria Clara Camarão, e o Comperj aqui no Rio de Janeiro, que é uma refinaria petroquímica.
Entrevistadora: Paulo, agora uma última pergunta: como, na avaliação de vocês, o crescimento da Petrobras afeta a concorrência no mercado interno, a possibilidade de outras empresas entrarem no mesmo segmento e afeta o consumidor brasileiro?
Paulo Roberto: Vamos lá. Na parte de exploração e produção, existem vários blocos, quer seja em terra ou mar, que a Petrobras não participa e não é operadora. Então na produção isso está bastante aberto, digamos assim. Na parte de refino, hoje existem duas unidades pequenas que operam e que a Petrobras não participa que são unidades lá em São Paulo, que são Univem e uma outra, que processa nafta para produzir petróleo leve, para produzir principalmente para diesel e gasolina. Tem a refinaria lá no Rio Grande do Sul, a Refap que é nossa 70%. 30% são dos espanhóis da Repsol. Tem a refinaria na cidade de Rio Grande que é ex-refinaria Ipiranga e hoje tem 3 sócios: a Petrobras, a Braskem e o grupo Ultra. Agora o mercado brasileiro, em termos de derivados, ele é aberto. Então, se você for verificar os dados com a Agência Nacional de Petróleo, que é quem libera, nós temos hoje importação de gasolina, de diesel e nafta... Quer dizer, se eu aqui pratico uma política de preço, vamos dizer, fora da realidade, e nós não fazemos isso, o que acontece é que abre-se o mercado para a importação, que é livre, a ANP autoriza e as empresas podem trazer gasolina, diesel, QAV, nafta,
qualquer outro produto. Então nossa política de preço dos derivados é sempre atrelada ao mercado internacional. Então vamos variando o preço de acordo com o mercado internacional. Na gasolina e no diesel também temos um acompanhamento de mercado internacional mais de longo prazo, porque senão eu teria que estar todo dia mudando o preço na bomba e obviamente o consumidor aqui no Brasil não ia gostar muito e só ia gostar quando fosse para baixo. Para cima não. Então, por exemplo, quando o petróleo chegou a US$ 140 o barril no ano passado, nós estamos vendendo com valor de petróleo muito abaixo até de US$ 100 o barril; então, o consumidor não sentiu esse impacto.
Dentro da política de longo prazo na gasolina, sempre procuramos ter o equilíbrio.
Na gasolina e no diesel o equilíbrio. No longo prazo estou equilibrado. Ás vezes eu estou ganhando, às vezes estou perdendo, mas no longo prazo estou empatado com o mercado internacional.
