Depois de duas décadas recorrendo à carta-convite, a Petrobras teve de promover profundas mudanças internas para se ajustar aos requisitos da Lei das Estatais (13.303/16). Em seu primeiro ano indo ao mercado conforme as novas regras, a estatal contratou R$ 1 bilhão e publicou mais de 1,5 mil licitações. “Estamos rodando muita coisa”, assinala o gerente-executivo de Suprimento de Bens e Serviços da petroleira, Cláudio Araújo. Em entrevista à BE Petróleo, ele afirmou que a nova sistemática tem acelerado os processos e aumentado sua competitividade. “O fato é que a lei ajudou muito no nosso trabalho”.

Qual o balanço que a Petrobras faz deste quase um ano do início das contratações sob a nova sistemática definida pela Lei das Estatais?

Temos uma visão muito positiva. Nós nos preparamos muito, desde 2016, para essa virada de chave que aconteceu no ano passado. Havia muita informação a ser tratada e receios, mas o fato é que a lei [das Estatais] ajudou muito no nosso trabalho, em termos de competitividade.

De que formas?

Tínhamos em média, em nossos convites, quatro propostas válidas. Hoje, com a modalidade de licitação aberta, temos oito propostas válidas. É um ganho importante, que se traduz em competitividade e melhores oportunidades de preço. Além disso, conseguimos diminuir o tempo do processo em 30%. A lei ajuda, porque algumas etapas de recursos, que antes tinham que passar por dois momentos, agora estão restritas a um.

Um dos receios externalizados por fornecedores era quanto à entrada de “aventureiros” no mercado…

Com o fim das cartas-convite, precisamos fazer um trabalho para sermos mais  precisos nas precificações e evitar que tivéssemos que acolher qualquer proposta. O processo, hoje, tem como dar conta dessa nova possibilidade. Elaboramos especificações e mecanismos que permitem uma separação adequada de quem está e quem não está preparado para nos atender.

Ainda há processos de contratação iniciados antes da nova sistemática se tornar obrigatória que estão em andamento?

Sim, mas haverá uma renovação do nosso portfólio, e essa renovação será dentro da lei. Hoje, cerca de 86% de nossa carteira é composta por processos que correm conforme as novas regras. Nosso ciclo de renovação médio de contratos é de três anos, e a vida típica de um contrato, de três anos.

Houve uma orientação do TCU para que a Petrobras não fechasse mais contratos muito longos. Isso tem sido perseguido pela companhia?

A regra geral que o TCU nos coloca é para não passarmos de cinco anos. Se isso ocorrer, é preciso explicar o racional da situação. Se for bom para as duas partes, o TCU entende. Por exemplo, no caso de um FPSO, que é um contrato de cerca de 20 anos. Não há sustentabilidade, nem aqui e nem em nenhum lugar do mundo [se o período for muito menor que isso], pois ficaria oneroso para os dois lados.

No caso de barcos de apoio, havia muitos contratos de oito anos…

A duração de um contrato também tem muito a ver com o momento econômico no qual ele é firmado, com o cenário econômico no qual se está inserido. Quando o preço do petróleo está subindo, as companhias que recebem o serviço tendem a firmar contratos de longo prazo. Em 2015, quando houve um grande movimento de renegociação [de contratos] no mundo, nenhum dos dois lados queria firmar contratos muito longos, pois tentavam entender o que aconteceria mais para frente.  É preciso haver um ponto de equilíbrio para que os dois lados que se deem por satisfeitos. Se um fornecedor sai desgastado do processo, ele não volta, e nós precisamos de fornecedores sadios. A lei ajuda muito nesse ponto.

Poderia dar exemplos práticos?

A lei introduz uma modalidade de disputa que é a disputa aberta, `a qual também já nos referimos como leilão reverso. Num primeiro olhar, os fornecedores tendem a achar que isso deprime muito o preço, mas o que estamos percebendo é que os próprios concorrentes têm a oportunidade de ver como o mercado está se comportando e reagindo durante a disputa. Temos conseguido reduções [dos preços iniciais] da ordem de 20% nas disputas.

Qual o volume de contratações feito até o momento dentro da nova lei?

Nesse último ano, quase 1 bilhão de reais. Ou seja, estamos rodando muita coisa: são 1.532 licitações publicadas. Abriram-se oportunidades de acesso ao mercado. Fornecedores que, antes, não sabiam das oportunidades, pois tinham que esperar o convite, agora se apresentam, e estão aparecendo fornecedores muito bons.

Está sendo possível, então, diversificar a base de fornecedores?

E não só em termos de quantidade, como de qualidade. Mas isso não veio de graça. Trabalhamos muito para preparar a companhia, depois de 20 anos contratando pelo decreto [2.745/1998, que prevê a possibilidade de procedimento simplificado de contratação] . Havia uma geração educada pra isso. Foram quase 120 mil horas de desenvolvimento de sistemas no Petronect, além de treinamentos de funcionários e participação em 55 eventos com mais de 13 mil pessoas para esclarecer o assunto.

Já foram lançadas licitações para contratar bens de maior porte, como sondas, mas ainda não saiu uma de FPSO. Há uma previsão?

Só não saiu porque não era pra sair. Mas a primeira contratação de FPSO que acontecer aqui, teremos que encaixar [na nova sistemática].

O esperado é Itapu, correto?

Sim. Tudo o que for para a Petrobras tem que atender plenamente ao que está estabelecido pela lei. E posso mencionar duas licitações muito importantes que foram conduzidas pelo modelo de disputa aberta: a dos centros de defesa ambiental, cujos contratos estão para ser assinados, e de UMSs [Unidades de Manutenção e Serviços], que é um negócio robusto, em termos de valor. Fizemos dois lotes, tivemos dez participantes por lote, com 87 lances durante a disputa.

Em relação ao FPSO de Itapu, a Petrobras já decidiu qual será o modelo de contratação? Será do tipo Built-Operate-Transfer (BOT)?

Estamos ainda definindo o modelo de contratação, trabalhando muito pra analisar todos os impactos de riscos, vantagens, desvantagens, de cada possibilidade.

Tem alguma possibilidade que já foi descartada? Por exemplo, FPSO próprio?

Nenhuma delas foi descartada.

Sobre contratações no subsea, qual a tendência: EPCI, SURF/ SPS, Rígidos vs. flexíveis?

Não temos um modelo preferencial, nem para topside nem subsea. [Pode variar conforme] cada momento do mercado, a cada regime tributário, se é partilha, se é parceria, a capacidade do mercado de atender um tipo de solução…O nosso portfólio é complexo, em termos de cenários de aplicação. Especialmente no subsea, estamos sempre trabalhando com tecnologias muito avançadas, por isso temos que optar por soluções que garantam o que precisaremos por toda vida do projeto.

Na parte de poços, a lógica é semelhante?

Nosso poço típico é feito por uma sonda contratada por nós, com serviços de poços contratados, de modo que não há muita variação. Podem-se agrupar os serviços de poços, com contratos mais quebrados ou integrados, mas claro que há uma tendência de integrar mais os serviços.

Qual sua visão sobre o modelo que está sendo adotado em Peregrino II, da Equinor com a Schlumberger, que integrou o serviço de poços com a operação da sonda da petroleira?

Eu não me sinto em condições de opinar porque não conheço esse contrato. O que posso dizer é que, com os grandes movimentos de fusão entre empresas a que estamos assistindo, talvez isso aconteça mais no futuro.