O Estado de São Paulo

A guerra no Oriente Médio ainda não alterou o ritmo dos investimentos da Petrobras, segundo a diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da estatal, Renata Baruzzi. Em entrevista ao Estadão/Broadcast, ela diz que os impactos têm se concentrado no aumento dos custos de frete e seguro, sem mudanças nos cronogramas dos principais projetos.

Enquanto revisa o Plano de Negócios 2027-2031, a companhia mantém o foco na perfuração da Margem Equatorial, na expansão da atuação na África, no avanço do pré-sal, na ampliação de refinarias e na retomada do segmento de fertilizantes.

À frente da área responsável por viabilizar esses projetos, Baruzzi, que entrou na Petrobras quatro décadas atrás como estagiária, quando a estatal ainda produzia cerca de 500 mil barris de petróleo por dia, acompanha desde obras em centros de pesquisa até plataformas capazes de produzir 225 mil barris por dia, ajudando a definir os rumos da próxima fase de crescimento da estatal.

Veja a seguir os principais trechos da entrevista:

Como está sendo o impacto da guerra no Oriente Médio nos preços de insumos e equipamentos comprados pela Petrobras?
O que nós (Petrobras) percebemos, na verdade, é que o impacto maior tem sido no custo logístico, com os fretes e seguros mais caros, porque o risco é maior. Nós vimos o impacto no custo de materiais químicos que você usa, por exemplo, para perfurar ou fazer a estimulação de poço. Então, em alguns produtos químicos, nós vimos o preço subir, até por conta da alta do petróleo. Mas, em termos de equipamentos, nós não vimos nenhum reflexo ainda.

Algum projeto terá que ser adiado por conta de impactos da guerra?
Por enquanto, não. Porque os nossos projetos já estão em andamento, aprovados, já estão contratados. Nós temos poucos ainda em contratação: Albacora, agora, que nós vamos receber dia 10 de agosto, e Búzios, que nós adiamos mais um pouquinho.

Por que a entrega de propostas de Búzios 12 foi adiada em 180 dias?
Nós estamos sempre olhando o nosso portfólio, as nossas prioridades, as nossas questões financeiras. Chamamos de planejamento dinâmico. Antigamente, nós fazíamos o planejamento uma vez por ano, que era o planejamento estratégico, e ele ficava estático até o próximo ano. Mas, neste mundo maluco, não dá para ficar um ano sem revisitar. Então, agora, praticamente todo mês, estamos revisitando e olhando qual é o próximo projeto, qual nós vamos segurar um pouquinho mais. E algumas empresas também pediram um pouco mais de tempo.

E como está sendo o desafio de explorar a Margem Equatorial em uma região que não tem a mesma infraestrutura que a região Sudeste?
Nós temos que levar tudo daqui. Criamos um hub e levamos do Sudeste para Belém (PA). Armazenamos tudo lá e temos um barco que fica levando material para a sonda. Foi a forma que achamos de ter uma logística melhor. Porque, realmente, é difícil. É bem complicado, mas está dando certo.

E como está a previsão do fim dos trabalhos no poço de Morpho na Margem Equatorial?
Eu falo que está só no sapatinho, porque nós estamos indo com muito cuidado. Todo mundo está de olho em Morpho; nós não podemos ter um erro. Nós vamos indo, aos pouquinhos, muito mais devagar do que iríamos normalmente, até porque nós não conhecemos a geologia. Os geólogos fazem as previsões, mas nós vamos lá aprendendo. A Magda (Chambriard, presidente da Petrobras) me falou que queria os melhores profissionais nesse projeto. Nós colocamos. O acompanhamento é 24 horas por dia, nos sete dias da semana. Nós estamos acabando de colocar o revestimento da sexta fase. E nós esperamos que, na semana que vem, iniciemos a sétima fase, que é chegar ao reservatório, e eu espero que seja a última.

A sonda ODN II vai sair da locação? Como serão perfurados os outros poços?
A sonda vai sair porque precisa fazer a docagem (manutenção). Mas a ODN III já está pronta e já está também licenciada. O Ibama já deu OK para usar a ODN III. Assim que acabar Morpho, nós podemos, tendo as outras licenças, começar com a ODN III. A previsão que nós demos para o Ibama era a sonda sair de lá na primeira quinzena de agosto, mas tudo depende de como nós vamos encontrar daqui para frente.

Este ano a Petrobras recebe mais alguma plataforma?
Tem, sim, a P-80 e talvez a P-82 também. Em meados de setembro começa a navegação, a partir de Singapura, da P-80 e, até o final de setembro, sai a P-82. São dois meses e pouquinho de navegação.

Como está o desenvolvimento do projeto HiSep, tecnologia submarina inédita patenteada pela empresa?
Nós assinamos o contrato com a TechnipFMC no início de 2024 e a previsão é instalar em 2028, em Mero 3. Ele já está em estágio de começar a fazer alguns testes de partes isoladas. Há umas três semanas, nós inauguramos o Centro Tecnológico do Pré-Sal, lá em Itajubá (MG), e uma das bombas já vai fazer teste em agosto, como se fosse situação do pré-sal, com as mesmas pressões, a mesma temperatura. No ano que vem, já vai outro para testes, que é um conjunto de duas bombas. Mas só em 2028 nós prevemos instalar. O HiSep separa o óleo do gás lá embaixo e já reinjeta o gás rico em CO2 no reservatório, sem precisar levar para a plataforma, como é hoje.

Quando você chegou à diretoria, uma das suas metas era aumentar o conteúdo nacional, prestigiar o fornecedor brasileiro. Houve alguma evolução?

Quando nós chegamos aqui, nós estávamos bem assustados, porque havia mais de 30 processos de contratação para o downstream, principalmente para o Complexo de Energias Boaventura, a Rnest, a UFN III, e fora várias pequenas obras nas refinarias. Nós estamos retomando, depois de mais de dez anos em que essas obras ficaram paradas. E aí teve toda aquela estratégia de dividir em pacotes menores, nós conversarmos muito com o mercado, para entender quais eram as dificuldades que eles tinham para prestar o serviço para nós, porque eles não estavam vindo para as licitações. Nós entendemos, adequamos condições contratuais, e aí nós tivemos sucesso.

Aumentou a participação nacional dos projetos da Petrobras?
Nós assinamos 127 contratos desde junho de 2024. Foram mais 82 fornecedores. Em dois anos, nós contratamos 82 empresas diferentes das que nós já tínhamos contratado.

E para a área offshore, a dinâmica é a mesma?
Na parte subsea, sempre foi um case de sucesso. Nós temos as fábricas fazendo árvore de Natal molhada para exportação aqui do Brasil. Nas fábricas, tanto da OneSubsea quanto da TechnipFMC, 50% da produção é para exportação, ou seja, é competitiva, consegue fazer com qualidade, com preço, com prazo. As linhas flexíveis também. Isso pela experiência que elas adquiriram com a Petrobras. E, na parte dos FPSOs, nós também estamos fazendo uma grande abordagem junto ao mercado.

Geralmente o que se fala é que as plataformas no exterior saem mais baratas. Como isso está mudando?
Primeiro, tentando fazer o casamento. Nós falávamos do “Tinder das empresas”, para ver se ajudávamos os estaleiros locais a pegar algum parceiro que os ajudasse a se reerguerem. Nós estamos com uma aproximação muito grande com a Abimaq. Inclusive, nós vamos lançar na Rio Oil & Gas, a ROG 2026, o primeiro protótipo, que é o seguinte: nós temos uma plataforma, por exemplo, Búzios 12, e vamos mostrar para os fornecedores, no detalhe, a “rebimboca da parafuseta”. Os fornecedores tinham uma grande crítica, de que não se viam nos nossos projetos. Assim, todos os nossos projetos vão estar na plataforma no detalhe do detalhe para eles saberem o que eles podem fornecer.

O tarifaço anunciado pelo governo norte-americano para o Brasil afeta a Petrobras de alguma maneira?
Nós não estamos vendo nenhum impacto, na parte da engenharia, porque nós não exportamos muito para lá. Poderia ter nas árvores de Natal, mas, pelo que eu sei, eles (fabricantes) exportam mais para a África, para a Guiana e para o Mar do Norte.

Mas, no caso de ter reciprocidade por parte do Brasil, poderia respingar nas importações da Petrobras?
Nós não importamos diretamente. Vai para Singapura ou vai para a China, e depois vem para cá.

A alta do preço do petróleo com a guerra no Oriente Médio acelerou decisões?
Sempre que nós fazemos a avaliação de um projeto, nós não olhamos apenas o preço do petróleo do momento. Avaliamos o preço no longo prazo. O fato de o Brent ter aumentado gerou um pouco mais de caixa, mas não é o que decide se o projeto vai ser aprovado ou não. O que aprova é a projeção de longo prazo. Para o ano que vem, nós vemos o Brent a US$ 70 e, depois, um pouco mais baixo.

A Petrobras já tem a visão de longo prazo do Brent para o próximo Plano de Negócios 2027-2031?
Nós ainda estamos discutindo, ainda não temos. Ainda estamos construindo as premissas de como vai ser a nossa curva de produção e de quais recursos vamos precisar.

Recentemente, você celebrou 40 anos de Petrobras e lembrou que entrou como estagiária. Como é olhar para toda essa trajetória?
É outra empresa. Eu entrei em 1986. Eram cerca de 500 mil barris por dia; já havia a Bacia de Campos. Teve várias crises no petróleo, mas a refinaria sempre foi um ambiente de margem muito pequena. Computador, na época, nem tinha um para cada um quando eu cheguei; tinha que mostrar a caneta vazia para trocar por uma nova. Mudou muito. Hoje são 7 mil pessoas na minha diretoria, só em empregados diretos. É muito legal (ver) essa revolução.