Desde a crise dos preços do diesel ganhou as páginas do noticiário brasileiro, o Ineep tem se aprofundado no debate sobre a forma de gestão dos preços dos derivados em diferentes lugares do mundo, como Áustria, Dinamarca, França, México e Chile. O Japão é mais um caso estudado pelo Instituto, destacando-se enquanto um país que possui baixos recursos de energia fóssil. Embora existam campos de petróleo no Japão, todos são pequenos e o volume de produção não é grande. 

Segundo a Organização para a Cooperação e o Desenvolvimento Econômico (OCDE), o Japão é o quarto maior consumidor de petróleo do mundo, ficando atrás dos Estados Unidos, China e Índia, e o quarto maior importador de óleo cru, adquirindo do exterior quase 100% do seu consumo interno. Em função disso, o Japão tem uma condição de país consideravelmente vulnerável à volatilidade do preço internacional do petróleo. 

A fim de reduzir tal vulnerabilidade, o Japão utiliza dois mecanismos importantes. Primeiro, possui uma empresa estatal, a Corporação Nacional de Petróleo e Gás do Japão (JOGMEC), responsável por promover e ajudar empresas japonesas privadas envolvidas na exploração e produção no exterior, com o objetivo de assegurar reservas de petróleo para abastecer suas refinarias. E, segundo, o país possui um enorme parque de refino –  o quinto maior no mundo, atrás dos Estados Unidos, China, Índia e Coreia do Sul, segundo dados da BP de 2018 – cuja capacidade (3,3 milhões de barris por dia) equivale a cerca de 87% do consumo de petróleo cru. Tal capacidade é apoiada em investimentos governamentais destinados a ampliar a eficiência desse segmento. 

Esses mecanismos visam diminuir a dependência da importação de derivados de petróleo, assim como busca assegurar reservas de petróleo estrangeiras evitando ficar “refém” da lógica de atuação das operadoras estrangeiras, principalmente das grandes potências, como Estados Unidos e China. Apesar dessa estratégia de “fugir” do raio de ação das operadoras estrangeiras e garantir uma grande autonomia de abastecimento de derivados, o Japão não adota uma postura similar quando o assunto é a volatilidade dos preços dos combustíveis. 

O país não utiliza instrumentos de controle de preços de derivados de petróleo, como aponta a OCDE. Com base em dados fornecidos pela Agência Internacional de Energia (AIE), sugere-se que tal opção japonesa tem influência nas flutuações dos preços finais na bomba dos combustíveis no país. 

Os preços da gasolina comum em países que contam com algum tipo de regulação, como Áustria e Dinamarca, variaram na moeda local de cada um 10,5% e 4,17%, respectivamente, entre o primeiro trimestre de 2017 e o último de 2018. No Japão, enquanto isso, a variação na moeda local foi de 18,2% no mesmo período. No México, por exemplo, país que, como o Japão, também permite que o preço interno reflita diretamente o mercado internacional, os preços na moeda local subiram 17,1%. No que se refere ao preço do diesel nesses países, percebe-se que os preços tiveram também uma maior variação no Japão, de 21,7%, e no México, de 17,7%. Enquanto isso, na Áustria e na Dinamarca, o aumento foi de 15,1% e 12,9%, respectivamente.  

Embora o Japão tenha uma importante indústria de refino e uma atuação internacional para assegurar reservas petrolíferas, o país não demostra a mesma preocupação com a volatilidade dos preços. A opção japonesa por manter os preços dos combustíveis atrelados ao mercado internacional sem algum tipo de regulação atrai para o mercado interno às seguidas mudanças nos preços. Pode-se considerar essa experiência como um exemplo internacional a não ser seguido, se houver preocupação com os impactos que as oscilações do mercado do petróleo podem gerar no bolso do consumidor final.

[Via Blog do INEEP]

Publicado em Petróleo

A privatização da Refinaria Isaac Sabbá - Reman, no Amazonas, tende a levar a um monopólio privado, com grande volatilidade no preço dos combustíveis e perda tanto de empregos como de arrecadação de impostos no estado. A avaliação é dos pesquisadores do Ineep – Instituto de Estudos Estratégicos do Petróleo – que participaram da audiência pública "A importância do Sistema Petrobras para o Estado do Amazonas e a região Amazônica: relações de trabalho e emprego, arrecadação tributária (ICMS/ISS) e desenvolvimento sustentável", na última sexta-feira (6), no auditório Berlamino Lins na Assembleia Legislativa do Estado do Amazonas (Aleam). 

O economista Rodrigo Leão, coordenador-técnico do Ineep, concentrou sua apresentação nos impactos sobre os preços e a produção. "A tendência é que um possível comprador privado retome, com mais intensidade, a política de preços adotada pelo ex-presidente da Petrobras, Pedro Parente. Dessa forma, teremos novamente um combustível com preços agressivamente voláteis e possivelmente maiores do que os do resto do país". 

“Na prática, vai ocorrer a transferência de um monopólio público para um monopólio privado. Quando a gente acompanhava o histórico de preços de derivados do petróleo, com a política implementada pelo Petrobras nos anos 2000, os valores eram mais estáveis e as mudanças mais espaçadas, diferentemente do que ocorreu entre 2016 e meados de 2019, quando o preço chegou variar diariamente”, disse o economista. 

Na mesma audiência, representantes da Petrobras defenderam o argumento de que a privatização levará ao aumento da competitividade e a entrada de atores privados no setor. Para Leão, a experiência em outros estados, como a Bahia, mostra tendência oposta: a atividade petrolífera diminuiu consideravelmente na região com a saída da Petrobras. 

Outra pesquisadora do Ineep presente à audiência, Carla Ferreira, focou sua fala na questão fiscal. A Petrobras é a maior fonte de ICMS para o Amazonas. No ano passado, o estado recebeu R$ 267,94 milhões em royalties e participações especiais em função da produção de hidrocarbonetos. Além do governo estadual, outros 20 municípios recebem royalties, com destaque para Coari, que sozinho recebeu R$ 75,78 milhões. Essa arrecadação estará em risco sob a gestão privatista da refinaria, sem compromisso com o desenvolvimento nacional ou local ou com os interesses estratégicos e de segurança energética. 

Como parte dos royalties depende do transporte do petróleo da Petrobras pelos municípios amazonenses, após a venda dos campos no Amazonas, o mercado de combustíveis pode ficar mais dependente de importações. O resultado será a queda imediata na arrecadação desses royalties.

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[Via Ineep]

Publicado em Sistema Petrobrás

Por José Luís Fiori (*), pesquisador do INEEP


Análise da "onda vermelha" na América Latina em face da crise política interna dos Estados Unidos, que tem cada vez mais dificuldade em impor ao continente os enormes custos sociais do neoliberalismo


 “Muitos no Departamento de estado perderam o respeito por Mike Pompeo – por um bom motivo. Seu comportamento é uma das coisas mais vergonhosas que já vi em 40 anos de cobertura da diplomacia americana”. (Thomas Friedman, “Mike Pompeo: o último da classe em integridade”, New York Times, traduzido pela FSP em 22/11/2019)

Num primeiro momento, pensou-se que a direita retomaria a iniciativa, e se fosse necessário, passaria por cima das forças sociais que se rebelaram, e surpreenderam o mundo durante o “outubro vermelho” da América Latina.  E de fato, no início do mês de novembro, o governo brasileiro procurou reverter o avanço esquerdista, tomando uma posição agressiva e de confronto direto com o novo governo peronista da Argentina. Em seguida interveio, de forma direta e  pouco diplomática, no processo de derrubada do presidente boliviano, Evo Morales, que havia acabado de obter 47% dos votos nas eleições presidenciais da Bolívia.

A chancelaria brasileira não apenas estimulou o movimento cívico-religioso da extrema-direita de Santa Cruz, como foi a primeira a reconhecer o novo governo instalado pelo golpe cívico-militar e dirigido por uma senadora que só havia obtido 4,5% dos votos nas últimas eleições. Ao mesmo tempo, o governo brasileiro procurou intervir no segundo turno das eleições uruguaias, dando seu apoio público ao candidato conservador, Lacalle Pou – que o rejeitou imediatamente – e recebendo em Brasília o líder da extrema-direita uruguaia que havia sido derrotado no primeiro turno, mas que deu seu apoio a Lacalle Pou no segundo turno.

Mesmo assim, ao se fazer um balanço completo do que passou no mês de novembro, o que se constata é que uma expansão da “onda vermelha” havia se instalado no mês anterior no continente latino-americano. Nessa direção, e por ordem, o primeiro que aconteceu foi a libertação do principal líder da esquerda mundial – nas palavras de Steve Bannon, que foi estrategista-chefe na campanha de Trump –  o ex-presidente Lula, que se impôs à resistência da direita civil e militar do país graças a uma enorme mobilização da opinião pública nacional e internacional. Em seguida aconteceu o levante popular e indígena da Bolivia, que interrompeu e reverteu o golpe de Estado da direita boliviana e brasileira, impondo ao novo governo instalado a convocação de novas eleições presidenciais com direito à participação de todos os partidos políticos, incluindo o de Evo Morales.

Da mesma forma, a revolta popular chilena também obteve uma grande vitória com a convocação, pelo Congresso Nacional, de uma Assembleia Constituinte que deverá escrever uma nova Constituição para o país, enterrando definitivamente o modelo socioeconômico herdado da ditadura do General Pinochet. E mesmo assim, a população rebelada ainda não abandonou as ruas e deve completar dois meses de mobilização quase contínua, com o alargamento progressivo da sua “agenda de reivindicações” e a queda sucessiva do prestígio do presidente Sebastian Piñera, que hoje está reduzido a 4,6%. Neste momento, a população segue discutindo nas praças públicas, em cada bairro e província, as próprias regras da nova constituinte, prenunciando uma experiência que pode vir a ser revolucionária, de construção de uma constituição nacional e popular, apesar de ainda existirem partidos e organizações sociais que seguem exigindo um avanço ainda maior do que o que já foi logrado.

No caso do Equador, o país que se transformou no estopim das revoltas de outubro,  o movimento indígena e popular também obrigou o governo de Lenin Moreno a recuar do seu programa de reformas e medidas impostas pelo FMI e aceitar uma “mesa de negociações”, que está discutindo medidas e políticas alternativas junto com uma agenda ampla de reivindicações plurinacionais, ecológicas e feministas.

Mas, além de tudo isso, o mais surpreendente acabou acontecendo na Colômbia, o país que vem sendo há muitos anos o baluarte da direita latino-americana e é hoje o principal aliado dos Estados Unidos, do presidente Donald Trump e do Brasil do capitão Bolsonaro no seu projeto conjunto de derrubada do governo venezuelano e de liquidação dos seus aliados “bolivarianos”. Depois da vitória eleitoral da esquerda e da oposição em geral em várias cidades importantes da Colômbia, nas eleições do mês de outubro, a convocação de uma greve geral em todo o país, no dia 21 de novembro, deslanchou uma onda nacional de mobilizações e protestos que seguem contra as políticas e reformas neoliberais do presidente Ivan Duque, cada vez mais acuado e desprestigiado.

A agenda proposta pelos movimentos populares varia em cada um desses países, mas todas elas têm um ponto em comum: a rejeição das políticas e reformas neoliberais e sua intolerância radical com relação às suas consequências sociais dramáticas – que já foram experimentadas várias vezes através de toda a história da América Latina – e que acabaram derrubando o seu próprio “modelo ideal” chileno.

Frente a esta contestação quase unânime, duas coisas chamam muito a atenção dos observadores: a primeira é a paralisia ou  impotência das elites liberais e conservadoras do continente, que parecem acuadas e sem nenhuma ideia ou proposta nova, que não seja a reiteração de sua velha cantilena da austeridade fiscal e da defesa milagrosa das privatizações que vêm fracassando por todos os lados; e a segunda é a relativa ausência ou distanciamento dos Estados Unidos frente ao avanço da “revolta latina”. Porque mesmo quando tenham participado do golpe boliviano, fizeram com uma equipe de terceiro time do Departamento de Estado e não contaram com o entusiasmo que o mesmo departamento dedicou, por exemplo, à sua “operação Bolsonaro” no Brasil. Ao mesmo tempo, este distanciamento americano tem dado maior visibilidade ao amadorismo e à incompetência da nova política externa brasileira, conduzida pelo seu chanceler bíblico. 

Para entender melhor esse “déficit de atenção” americano, é importante olhar para alguns acontecimentos e desdobramentos internacionais dos dois últimos meses, e que se encontram em pleno curso. É óbvio que não existe uma relação de causalidade necessária entre esses acontecimentos, mas com certeza existe uma grande “afinidade eletiva” entre o que está passando na América Latina e a intensificação da luta interna dentro do establishment norte-americano, que alcançou um novo patamar com a abertura do processo de impeachment contra o presidente Donald Trump, envolvendo diretamente sua política externa.

E tudo indica que esta briga  passou para outro patamar de violência depois que Trump demitiu John Bolton, seu Conselheiro de Segurança Nacional. Essa demissão parece ter provocado uma inusitada convergência entre a ala mais belicista do Partido Republicano e do “deep state” norte-americano e um grupo expressivo de congressistas do Partido Democrático que foi  responsável pela decisão de julgar o presidente Trump. É muito pouco provável que o impeachment se concretize, mas seu processo deverá se  transformar num campo de batalha política e eleitoral até as eleições presidenciais de 2020.

Além disso, com o afastamento de Bolton e a intimação imediata para depor do Secretário de Estado, Mike Pompeo, desmontou-se a dupla –  extremamente agressiva – que junto com o vice-presidente Mike Pence, foi responsável pela radicalização religiosa da política externa americana nos últimos dois anos. Com isto rompeu-se também a linha de comando da extrema direita latino-americana, e talvez tenha sido isto que deixou a descoberto seus operadores brasileiros de Curitiba e Porto Alegre, na hora em que foram desmascarados pelo site do Intercept, como também tenha deixado a devida cobertura o pupilo idiota que eles ajudaram a instalar nas Relações Exteriores brasileiras. Não se pode esquecer que Mike Pompeo teve  papel decisivo na “trapalhada diplomática”’ da Ucrânia que deu origem ao processo de impeachment. Por isso, tudo aquilo que o chefe do Departamento de Estado hoje diga ou ameace tem uma credibilidade e eficácia que serão cada vez menores, pelo menos até novembro de 2020. 

Mas atenção que este não foi o único erro, nem é o único motivo da luta que divide a elite norte-americana no acirramento de sua briga interna. Pelo contrário, a causa mais importante desta divisão está no  fracasso da política americana de contenção da China e da Rússia, que não está conseguindo deter nem curvar a expansão mundial da China, e o acelerado avanço tecnológico-militar da Rússia. Duas forças expansivas que já desembarcaram na América Latina, modificando os termos e a eficácia da famosa Doutrina Monroe, formulada em 1822. Isso pôde ser verificado recentemente  como posicionamento russo frente à crise boliviana, sobretudo com a ajuda chinesa para “salvar” os dois últimos leilões, da “cessão onerosa”, na Bacia de Campo, e da “partilha”, na Bacia de Santos, e para viabilizar – muito provavelmente – as próximas privatizações anunciadas pelo ministro Paulo Guedes. Tudo isto, a despeito e por cima das bravatas “judaico-cristãs” do seu chanceler.

Não é necessário repetir que não existe uma única causa, ou alguma causa necessária, que explique a “revolta latina” que começou no início do mês de outubro. Mas não há dúvida de que essa divisão americana, junto com a mudança da geopolítica mundial, tem contribuído decisivamente para a fragilização das forças conservadoras na América Latina. Tem contribuído também para a acelerada desintegração do atual governo brasileiro e a  perda de sua liderança dentro do continente latino-americano, com a possibilidade de que o Brasil se transforme brevemente num pária continental. 

Por tudo isto, concluindo, quando se olha para frente, é possível prever algumas tendências, apesar da densa neblina que encobre o futuro neste momento da nossa história:

A divisão interna americana deve seguir e a luta deve aumentar, apesar de que os grupos em disputa compartilhem  o mesmo objetivo, que é, em última instância, preservar e expandir o poder global dos Estados Unidos. Mas os EUA encontraram uma barreira intransponível e já não conseguirão mais ter o poder que alcançaram depois do fim da Guerra Fria.Por isso mesmo, os EUA se voltaram para o hemisfério ocidental com redobrada possessividade, mas também na América Latina eles estão se enfrentando com uma nova realidade, e já não conseguirão mais sustentar a incontestabilidade do seu poder.

Como consequência, será cada vez mais difícil impor à população local os custos sociais gigantescos da estratégia econômica neoliberal que eles apoiam ou tentam impor a toda sua periferia latino-americana. 

Trata-se de uma estratégia que é definitivamente incompatível com qualquer ideia de justiça e igualdade social, e é literalmente inaplicável em países com maior densidade demográfica, maior extensão territorial e complexidade socioeconômica. Uma espécie de “círculo quadrado”.        

Por fim, apesar disso, existe um enigma no caminho alternativo proposto pelas forças. E este enigma não é técnico, nem tem a ver estritamente com política econômica, porque é um problema de “assimetria de poder”. Na verdade, mesmo quando contestados, os EUA e o capital financeiro internacional mantêm o seu poder de vetar, bloquear ou estrangular economias periféricas que tentem uma estratégia de desenvolvimento alternativa e soberana, fora da camisa de força neoliberal, e mais próxima das reivindicações desta grande revolta latino-americana.


(*) Professor permanente do Programa de Pós-Graduação em Economia Política Internacional, PEPI, coordenador do GP da UFRJ/CNPQ, “O poder global e a geopolítica do Capitalismo”; coordenador adjunto do Laboratório de “Ética e Poder Global”; pesquisador do Instituto de Estudos Estratégicos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis, INEEP. Publicou “O Poder global e a nova geopolítica das nações”, Editora Boitempo, 2007 ; “História, estratégia e desenvolvimento”, Boitempo, em 201 ; e, “Sobre a Guerra”, Editora Vozes Petrópolis, 2018

[Via INEEP |Foto: Manifestação nas ruas do Chile. Foto: Colectivo 2+/Carlos Vera M.]

 

 

Publicado em Política
Atualmente existem basicamente três modelos de contrato adotados internacionalmente na exploração de petróleo, são eles a concessão, a partilha e o regime misto. Eles diferem entre si principalmente no nível de intervenção estatal e pela repartição da renda petrolífera. Em termos gerais, os países da OCDE preferem adotar o regime de concessão, enquanto os países do Oriente Médio optam pelo regime de partilha. O volume de reservas, o consumo de cada país, e a estrutura produtiva influenciam na escolha de um ou outro contrato.

O modelo de exploração estadunidense, por exemplo, é estruturado por contratos de concessão, numa lógica de intervenção estatal mínima. O governo realiza leilões para as áreas de exploração e as empresas concorrem entre si, pagando impostos ou royalties sobre as receitas advindas da atividade petrolífera. E esses valores não são baixos. No período entre 2009 até 2014, o governo auferiu 67% da receita líquida de todo setor petrolífero. Como a maior parte das empresas que opera nos EUA já são nacionais, o regime de exploração não tem tanto impacto na retenção de emprego e renda no país. Mas, de forma geral, o emprego e a renda petrolífera ficam retidos nas mãos das empresas produtoras, uma vez que a participação governamental é relativamente pequena.

Outro modelo muito semelhante é o canadense. O Canadá tem a terceira maior reserva do planeta, com 9,7% das reservas mundiais, ficando atrás somente da Venezuela e da Arábia Saudita. Ali, o modelo de exploração adotado também é o de concessão, e o governo fica com cerca de 61% da renda petrolífera. Atualmente, os maiores proprietários dos campos são operadoras privadas canadenses e companhias internacionais. 

Apesar da pouca relevância no que diz respeito à quantidade de reservas disponíveis, a Noruega é considerada por especialistas um dos países que melhor soube aproveitar os recursos gerados pela exploração de petróleo. Embora o modelo adotado também seja o de concessão, a Noruega adotou regras que deram às empresas nacionais um protagonismo na exploração dos campos de petróleo, bem como assegurou para o país um volume significativo da renda gerada pelas atividades petrolíferas. 

Para isso, o governo norueguês criou a estatal Petoro, que, apesar de não operar campos de petróleo, é responsável por gerenciar as licenças de exploração e produção da plataforma continental, área que o governo reivindica como proprietário. A empresa também decide se ficará de fora ou se participará destas áreas. As tributações impostas pelo governo permitem que a Noruega receba de volta 78% de toda renda petrolífera gerada. Assim, o modelo norueguês é estruturado pela concorrência entre as empresas do setor, mas o Estado age como um agente regulador, por meio das suas empresas públicas.

No caso da Rússia, terceiro maior produtor de petróleo do mundo, o modelo de exploração pode ser de concessão ou de partilha. Apesar da existência dos dois modelos, a partilha é bem menos utilizada. Em 2018, havia apenas três campos petrolíferos com base nos acordos de partilha de produção: o de Xarjaginkoe, o de Sakhalin-1 e o de Sakhalin-2, o que representa menos de 1% do total da exploração de hidrocarbonetos do país.  

O governo russo retém 66% da receita petrolífera. Além disso, existem restrições na participação de empresas estrangeiras nas atividades de exploração e produção, bem como na participação de investidores russos privados nos campos considerados estratégicos e nas áreas da plataforma continental, promovendo o fortalecimento das suas estatais. As parcelas do subsolo mais ricas em reservas podem ser exploradas apenas por empresas estatais com experiência de, no mínimo, cinco anos. Assim, para estas áreas, são aptas apenas duas empresas: a Gazprom e a Rosneft.  

Já no caso da Nigéria, o regime adotado é o de partilha de produção. A exploração é feita pelo consórcio entre a Nigerian National Petroleum Company (NNPC) com empresas internacionais. Os royalties pagos ao governo variam entre 8% e 20%, dependendo da localização e da profundidade do poço. Após todos os descontos do custo de produção e dos investimentos, a produção remanescente, isto é, o “óleo lucro”, é dividido entre o consórcio e o governo. A parcela da união transita de 20% até 60%, que vai depender da capacidade de produção do poço. No fim, o governo nigeriano fica em média com 60% da renda petrolífera. 

Por fim, no que tange à Arábia Saudita, o país detém o monopólio de todas as atividades das cadeias produtivas, e as empresas estrangeiras só podem atuar como prestadoras de serviços para a Saudi Aramco, a estatal saudita. Desde a sua nacionalização, em 1980, nenhuma licença de exploração de petróleo foi concedida para empresas estrangeiras em território saudita. A atuação das empresas estrangeiras se limita a raros contratos de prestação de serviços para atender uma demanda específica, normalmente relacionada à compra de equipamentos ou de alguma implementação tecnológica. Nesse caso, o governo árabe se apropria 100% da renda petrolífera gerada no país.

Os seis casos de países aqui analisados possuem em comum a abundância de reservas petrolíferas em seus territórios. No fim das contas os modelos de exploração e a estrutura dos seus mercados petrolíferos serão definidos pela decisão do Estado em intervir ou não, podendo ser como no caso estadunidense, em que a participação estatal é reduzida, ou até um regime monopolista como o da Arábia Saudita. Além disso, é preciso levar em conta que existem forças externas neste processo, que atuam de forma mais ou menos furtiva para atender seus interesses. O resultado entre essa tensão é que vai definir os regimes jurídicos-regulatórios adotados na exploração de petróleo em cada país.   

ineep.org.br

Fontes:

Geral:
https://web.bndes.gov.br/bib/jspui/handle/1408/7681
https://www.cartacapital.com.br/economia/pre-sal-file-a-preco-de-acem-e-o-brasil-na-contramao-do-mundo/

Caso estadunidense e canadense:

https://www.bbc.com/portuguese/geral-49743153
http://www.ilumina.org.br/modelos-de-organizacao-do-setor-de-petroleo-artigo/
http://g1.globo.com/economia/noticia/2016/10/como-o-estado-participa-na-exploracao-de-petroleo-em-outros-paises.html

Caso norueguês:

https://www.bbc.com/portuguese/geral-49743153ml
https://www.bbc.com/portuguese/geral-49299120
https://www.ineep.org.br/post/a-renda-fiscal-do-petr%C3%B3leo-a-noruega-%C3%A9-uma-inspira%C3%A7%C3%A3o-para-o-brasil

Caso russo:

REGIMES JURIDICOS DE PETRÓELO NA FEDERAÇÃO RUSSA, 2018, publicado na revista brasileira de do direito do petróleo gás e energia.

Caso nigeriano:

http://objdig.ufrj.br/60/teses/coppe_m/RodrigoDambrosLucchesi.pdf

Caso saudita:
http://www.repositorio.jesuita.org.br/bitstream/handle/UNISINOS/4021/LuisMachado.pdf?sequence=2&isAllowed=y

 

 

Publicado em Petróleo

Petroleiros da FUP estiveram nesta terça-feira, 19, em Brasília, acompanhando a primeira audiência pública que debateu o Projeto de Lei 3178/19, de autoria do senador José Serra (PSDB/SP), cujo objetivo é desmontar o Regime de Partilha do Pré-Sal, que já havia sido flexibilizado, através de outro projeto dele, aprovado em 2016.

O PL 3178/19 foi debatido na Comissão de Serviços de Infraestrutura do Senado, com participação do coordenador e pesquisador do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra (INEEP), William Nozaki, que representou a FUP na audiência, e do engenheiro Paulo César Ribeiro Lima, que falou pela AEPET. O debate também contou com a presença de representantes do Ministério de Minas e Energia (MME) e da Petrobrás.

Três anos após aprovar um projeto de lei que tirou da Petrobrás a obrigatoriedade de ser a operadora única do Pré-Sal, o senador José Serra, com apoio do governo Bolsonaro e da atual gestão da Petrobrás, volta à cena para cumprir o que havia prometido às multinacionais: mudar o regime de exploração das maiores reservas de petróleo do continente, através do regime de concessão, onde não há contrapartidas para o Estado brasileiro.  Serra também quer acabar com a participação mínima da Petrobrás em 30% de cada bloco do Pré-Sal que for licitado.

“A luta travada pela FUP e seus sindicatos em 2015 e em 2016 contra o primeiro projeto do senador José Serra para acabar com o regime de partilha garantiu à Petrobrás o direito de exercer a preferência de participação nos leilões do Pré-Sal. Foi uma vitória importantíssima, em um cenário político adverso, em que a nossa empresa sofria o maior ataque da sua história e os golpistas haviam acabado de aprovar o impeachment da ex-presidenta Dilma. Essa vitória da FUP e dos movimentos que estiveram conosco contra o projeto de Serra possibilitou à Petrobrás mais do que dobrar suas reservas de petróleo, ao exercer a preferência nos leilões realizados pelos governos Temer e Bolsonaro”, explica o diretor da FUP, Deyvid Bacelar, que acompanhou a audiência no Senado.

William Nozaki criticou o fato do Pré-Sal estar sendo utilizado pelo governo para fazer ajustes fiscais de curto prazo. Como a expectativa de arrecadação de bônus bilionários de empresas estrangeiras não aconteceu nos últimos leilões - a Petrobrás é que foi responsável por mais de 90% da arrecadação – o governo e a gestão da empresa defendem a mudança no modelo de exploração, o que, na visão do pesquisador do INEEP, é um equívoco. “Há um descasamento entre a velocidade e o ritmo do calendário dos leilões que está sendo conduzidos pelo país ao longo dos últimos anos e as estratégias das grandes petrolíferas, que estão desacelerando a recomposição de suas carteiras porque absorveram um volume significativo de recursos do Pré-Sal ao longo dos últimos anos”, explicou Nozaki.

Para o senador Jaques Wagner (PT/BA), que também participou da audiência sobre o PL 3178/19, o resultado do debate foi positivo, pois a intenção do governo era votar a toque de caixa o projeto na Comissão de Serviços de Infraestrutura do Senado, sem maiores discussões. “Vamos continuar trabalhando, com o apoio de vocês, para esclarecer a população sobre os prejuízos que este projeto trará para a Petrobrás e para o país. É bom lembrar que não foi a iniciativa privada que descobriu o Pré-Sal e sim os investimentos feitos pelo Estado na Petrobrás”, ressaltou o senador baiano.

A brigada petroleira seguirá mobilizada, acompanhando, passo a passo, a tramitação do PL 3178/19, para barrar o seu avanço e aprovação no Senado. “Não podemos permitir que o regime de partilha seja alterado e muito menos que seja retirada a preferência da Petrobrás nos leilões do Pré-Sal. E vamos à luta contra este projeto que prejudica não só a empresa, mas todos os brasileiros que querem ver o desenvolvimento do país, principalmente, nas áreas da educação, saúde, pesquisa e tecnologia”, afirmou Deyvid Bacelar.

[FUP/Foto: Agência Senado]

Publicado em Petróleo

Por Rodrigo Leão, Coordenador-técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (INEEP)

Nos dias 6 e 7 de novembro foram realizadas duas rodadas de licitação de áreas do pré-sal. Ao todo, foram ofertadas nove áreas, e somente três foram arrematadas – todas com grande participação da Petrobras. 

A empresa brasileira participou dos consórcios vencedores, sendo operadoras em todos eles. Na área de Búzios, no leilão do excedente da cessão onerosa, a Petrobras se associou às chinesas CNOOC e CNODC, e, na região de Aram, na sexta rodada da partilha, somente à CNODC. Na área de Itapu, também da Cessão Onerosa, a Petrobras garantiu, sozinha, o direito de exploração. 

Embora envolvesse um volume gigantesco de recursos e tenha garantido um horizonte exploratório relativamente longo para a Petrobras, o resultado gerou grande frustração nos analistas do setor. 

Logo após o encerramento dos leilões, o governo levantou a hipótese de que tal frustração estaria relacionada ao modelo de exploração de partilha e à preferência dada à petrolífera brasileira para decidir a sua condição de operadora ou não. 

Ora, dentre as nove áreas ofertadas, quatro estavam abertas para receber propostas de outras operadoras sem a participação da Petrobras (Atapu, Sépia, Bumerangue e Cruzeiro do Sul). Portanto, se o problema estivesse associado a este aspecto, seria esperado que, nesses casos, as demais empresas formariam consórcios visando arrematá-las – o que não aconteceu. 

Outro argumento utilizado seriam os elevados dispêndios com que as empresas vencedoras são obrigadas a arcar no regime de partilha. No entanto, o volume de óleo-lucro mínimo solicitado era relativamente baixo. Os valores mais elevados de gastos estavam associados à indenização exploratória que deveria ser paga à Petrobras – algo específico do leilão do excedente da Cessão Onerosa – e ao bônus de assinatura – que está presente em todos os leilões de petróleo, seja de concessão ou de partilha.

Recentemente, ao analisar a estratégia da petrolífera britânica BP, para o setor de energia, lembrei que há um crescente nível de incerteza das majors em relação aos investimentos de longo prazo no segmento de exploração e produção (E&P) de petróleo, em função da volatilidade de preços e das mudanças de estrutura e financiamento do setor de energia. O próprio Diretor de Finanças da BP, Brian Gilvary, afirmou que, desde a forte desvalorização do petróleo em 2014 as empresas, como a BP, têm priorizado projetos mais baratos e mais rápidos. 

Uma estimativa realizada pelo Financial Times, em 2016, já sinalizava a perda de fôlego das majors nos investimentos em E&P. De um pico de mais de US$ 100 bilhões em 2013, as estimativas na época eram que, em 2020, os investimentos caíssem para um patamar inferior a US$ 50 bilhões. 

Além do menor apetite, várias dessas empresas estão comprometidas com grandes investimentos exploratórios em novas fronteiras. A Exxon, por exemplo, anunciou que deve realizar, nos próximos cinco anos, um investimento médio anual, de US$ 4 bilhões na região offshore da Guiana e na Bacia do Permiano. A BP também sinalizou uma ampliação dos seus investimentos nas áreas offshore da Angola. Mesmo as grandes petrolíferas chinesas têm aumentado os investimentos no Mar da China, seguindo sua estratégia de diversificação e menor dependência de recursos energéticos do exterior. A CNOOC, por exemplo, anunciou investimento de US$ 2,3 bilhões por ano, até 2025, para explorar as recentes descobertas de gás no Mar da China. 

Esta é uma lição importante: as majors e as maiores estatais de petróleo veem o pré-sal como uma das fronteiras exploratórias mais relevantes, todavia ela é parte de uma carteira ampla e globalizada de investimentos em E&P. E o crescimento dessa carteira depende muito menos das condições ofertadas pelos leilões no Brasil que do ritmo de investimento global dessas empresas e da sua disciplina de capital, que é cada vez mais determinada pela visão de curto prazo do mercado financeiro. 

Isso significa que essas empresas serão cada vez mais cautelosas para ingressar nos leilões do Brasil, na medida em que suas carteiras de investimentos estiverem repletas de ativos a serem explorados, inclusive no Brasil. Deve-se lembrar que, com a aceleração dos leilões dos últimos anos (foram nove rodadas de licitações entre 2015 e 2019 e “somente” treze entre 1999 e 2013), diversas majors e as estatais chinesas aumentaram significativamente o volume de recursos a serem explorados no Brasil. 

O próprio diretor-geral da ANP, Décio Oddone, segundo reportagem da Folha de São Paulo, reconheceu, após o leilão da cessão onerosa, que “as petroleiras estão com a carteira cheia de projetos do pré-sal e devem focar agora na exploração e desenvolvimento das reservas”. 

Segundo estimativas do Instituto Nacional de Estudos Estratégicos de Petróleo (Ineep), com as aquisições realizadas nos últimos anos, a Exxon assegurou áreas com um potencial estimado de reservas provadas de 11 bilhões de barris; a CNOOC e a Total, de 6 bilhões de barris; e a BP, de 4 bilhões. Todas esses ativos demandarão grandes investimentos para empresas que tem atuação em fronteiras exploratórias espalhadas pelo mundo. 

Essa postura das majors, associada ao extremo conservadorismo da Petrobras – cuja agressividade nos leilões recentes se limitou ao excedente da cessão onerosa – tem uma espécie de “efeito-manada” para as operadoras menores. Com menos capacidade financeira e maior seletividade de projetos, tais empresas se tornam extremamente refratárias a participarem de leilões em que a Petrobras e as majors não demonstram grande apetite. 

Isso tudo deixa claro que o problema não está no modelo de exploração, mas na aceleração dos leilões e na redução do apetite da Petrobras. Por isso, torna-se fundamental entender os movimentos estratégicos de médio prazo da majors para o E&P e (re)avaliar a demasiada austeridade da petrolífera brasileira. 

O cronograma dos próximos leilões deveria se concentrar nessas questões e não nas necessidades fiscais de curto prazo no governo brasileiro ou numa espécie de “fé-cega” da concorrência perfeita. Caso contrário, as chances de novas frustrações serão imensas.

[Artigo publicado originalmente na Revista Brasil Energia]

 

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A privatização das refinarias não trará a redução do preço dos combustíveis para o consumidor final, como a gestão da Petrobrás vem propagando. Segundo dados apresentados pelo economista Henrique Jäger, pesquisador do Intituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra (Ineep), os caminhos para essa redução incluem o aumento da capacidade instalada das refinarias existentes e uma revisão na política de parametrização de preços de acordo com o mercado internacional. 

Ele fez uma exposição técnica na Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara na tarde da última terça-feira (5), em Brasília. O debate sobre a política de preços dos combustíveis praticada pela Petrobras foi proposta pelos deputados Aureo Ribeiro (Solidariedade-RJ) e Célio Moura (PT-MG). 

Deputados de várias legendas estão especialmente preocupados com a insatisfação de caminhoneiros com o recente aumento de 5,7% no preço do diesel. Participaram da audiência representantes de ministérios, dos caminhoneiros, da Petrobras e da Agência Nacional do Petróleo. 

Em sua exposição, Henrique Jäger mostrou que a crença de que a privatização vai aumentar a concorrência e, consequentemente, diminuir os preços, não se sustenta frente a uma análise técnica. "Há uma enorme dificuldade para a concretização dessa auto-profecia defendida pela atual gestão da Petrobras. Essa dificuldade pode ser resumida em dois pontos principais. Primeiro, a margem de lucro do refino é relativamente pequena, portanto não há espaço para grande mudança no preço. Além disso, a Petrobras adotou uma estratégia deliberada de reduzir o refino no país, o que só a deixa ainda mais refém da parametrização de preços, que são ajustados de acordo com as flutuações do mercado internacional". 

Para o pesquisador, a privatização pode falhar até mesmo na tentativa de acabar com o monopólio, já que há a tendência da formação de monopólios privados regionais. "O exemplo mais claro disso é a Refinaria Isaac Sabaá, a Reman, que abastece a sete estados da Amazônia". 

A tributação também é um ponto a ser revisto, especialmente no caso do ICMS. "Ao usar o preço médio ponderado ao consumidor final como base de cálculo, a tributação acaba punindo quem vende mais barato. No modelo atual, quem vende mais caro paga, proporcionalmente, menos ICMS", explica Jäger. 

A participação do Instituto de Estudos Estratégicos do Petróleo (Ineep) trouxe elementos novos, que não seriam tratados na audiência. Apesar da defesa que a Petrobras fez de sua política atual de preços, houve acordo entre os presentes no sentido de que é necessária uma revisão e um consenso de que é preciso aumentar o uso da capacidade instalada, que já foi de 100% e hoje é de cerca de 73%.

Assista a íntegra da participação do pesquisador do INEEP no debate: 

Foram convidados para o debate:

– o coordenador-geral de Acompanhamento de Mercado do Ministério de Minas e Energia, Deivson Matos Timbó;

– o coordenador geral de Estudos e Monitoramento de Mercado do Ministério da Justiça e Segurança Pública, Andrey Vilas Boas de Freitas;

– o superintendente de defesa da concorrência, estudos e regulação econômica da Agência Nacional de Petróleo, Bruno Conde Caselli;

– o gerente de Preços da Petrobras, Gustavo Scalcon;

– o representante da Cooperativa dos Transportadores Autônomos do Brasil Wallace Costa Landim (Confirmado); e

– o pesquisador do Instituto de Estudos Estratégicos do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep), Henrique Jäger.

[Via blog do INEEP]

 

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Os impactos do maior derramamento de petróleo da história do país foram subestimados pelo governo brasileiro.

Além de demorar a agir e não seguir o protocolo para estas emergências, o governo neste ano reduziu o orçamento de órgãos que deveriam ter atuação fundamental na contenção do óleo. William Nozaki, diretor-técnico do Instituto de Estudos Estratégicos do Petróleo (Ineep) levou os dados em entrevista ao serviço em espanhol do Russia Today, canal internacional russo. 

"O governo parece ter subestimado o impacto que este evento poderia causar e tratou inicialmente como se fosse um vazamento ordinário. As Forças Armadas tiveram um bloqueio de 44%, somando um total de R$ 5,8 bilhões. No Ibama, o corte foi de 24%", explica. 

Nozaki detalhou ainda que apesar de o óleo cru ser matéria orgânica, ele pode ficar no mar por duas ou três décadas até ser reabsorvido pela natureza, e deixando danos para os seres vivos e para os biomas, daí a importância de se identificar rapidamente e retirar esse óleo dos oceanos.

Na última sexta-feria (1º), a Polícia Federal apontou um navio grego como responsável pelo derramamento de óleo que afetou as praias do Nordeste. Os responsáveis pela embarcação negam.

[Via INEEP | ]Foto: Carlos Ezequiel Vannoni/Agência Pixel Press/Folhapress]

 

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Por Carla Borges Ferreira, pesquisadora do INEEP

Diversas cidades gaúchas estão sendo impactados pelo plano de desinvestimento da Petrobras. Iniciado na gestão Temer, esse plano se aprofundou com a ascensão do governo Bolsonaro, que determinou a venda de parte das unidades de refino da companhia. Na primeira etapa, ainda em execução, quatro refinarias foram colocadas à venda. Duas delas ficam no Nordeste — Abreu e Lima (PE) e Landulpho Alves (BA) — e duas no Sul — Presidente Getúlio Vargas (PR) e Alberto Pasqualini (RS). A privatização destas instalações, apesar de gerar receita imediata e, com isso, auxiliar no abrandamento temporário da crise fiscal, poderá ter rebatimento futuro negativo na arrecadação de estados e municípios. 

A dinâmica de produção da Refinaria Alberto Pasqualini (Refap) localizada em Canoas, por exemplo, é diretamente responsável por 15% da receita de ICMS (e 8% da receita total) de todo Estado do Rio Grande do Sul. Além disso, sua estrutura gera royalties para vários municípios do entorno, a despeito de o estado não contar com nenhum campo de extração e produção de petróleo. A Refap está conectada, através de dutos, a dois terminais marítimos: um em Osório e outro na própria Canoas. Além disso, a refinaria ainda tem ligação hidroviária com o Terminal Rio Grande, no extremo sul do estado. Toda esta estrutura gera royalties para os municípios gaúchos, que possuem instalações da logística de transferência do petróleo cru brasileiro para a refinaria. Atualmente, em função dessas instalações, os municípios de Araricá, Canoas, Cidreira, Gravataí, Igrejinha, Imbé, Osório, São Francisco de Paula e Tramandaí contam com receitas dos royalties do petróleo. Em 2018, os municípios com maior receitas de royalties do Rio Grande do Sul foram Osório (R$ 26,85 milhões), e Tramandaí (R$ 26,27 milhões). Nos dois casos, o valor correspondeu a 14% da receita total dos municípios no ano passado. 

O pagamento desses royalties da logística depende de três fatores importantes:
a) o volume de petróleo nacional processado na refinaria e, portanto, transportado pelos dutos e terminais;
b) o preço do barril de petróleo e
c) a taxa de câmbio, já que o preço do petróleo é cotado em dólar.
Isto posto, pode-se elencar alguns impactos possíveis para as finanças públicas dos municípios diante da venda da estrutura de refino e logística da Petrobras no ERS. Com a quebra da dinâmica de empresa integrada, o novo proprietário poderá optar por uma maior utilização de hidrocarbonetos importados em detrimento daquele produzido no país, ou até mesmo, poderá reduzir ainda mais o nível de utilização da refinaria, o que impacta diretamente na arrecadação dos royalties, considerando que esses recursos têm origem na exploração e produção do petróleo no território nacional e não na circulação do óleo importado.
 
Em levantamento realizado pelo Instituto de Estudos Estratégicos do Petróleo (Ineep), a partir dos dados do refino da Refap de 2011 e 2018, as maiores taxas de crescimento na arrecadação de royalties foram registradas no início e no final do período: 2012, 2013 e 2017 e 2018. No que se refere a 2012, o ganho teve relação com o aumento do preço do barril no período, assim como o aumento do óleo de origem nacional processado em Canoas. Já em 2013 – ano em que foi registrado o maior volume de petróleo processado de toda a série – ficou nítida a influência do aumento do produto nacional processado no ganho da arrecadação, tendo em vista que a arrecadação de royalties cresceu em proporções muito maiores do que o aumento do preço do petróleo. 

De 2014 em diante, as oscilações têm maior relação com a variação do preço internacional, seja de sua queda, em 2015 e 2016, seja do aumento em 2017 e 2018. É importante observar também que, neste período, houve uma redução significativa no volume total de óleo processado na Refap. A boa notícia para os municípios gaúchos, no entanto, foi que essa redução ocorreu em maior proporção no volume do óleo importado, de forma que a manutenção do volume de óleo nacional processado ajudou a impedir maior queda na arrecadação dos royalties. 

A discussão sobre os possíveis impactos fiscais da privatização de uma refinaria envolve ainda muitos outros aspectos. Os dados apresentados apontam que uma redução no fator de utilização e/ou aumento do uso de petróleo importado pelo novo proprietário da refinaria poderá ter consequências fiscais negativas importantes para os municípios envolvidos na indústria de petróleo gaúcha. Especificamente no caso do estado do Rio Grande do Sul, o rebatimento deve se dar em toda renda de compensação financeira da exploração do petróleo a qual os municípios gaúchos têm direito hoje.

[Artigo publicado originalmente no portal Sul21]

Publicado em Sistema Petrobrás

Nos últimos dois anos as grandes petrolíferas internacionais têm investido pesado em diversas frentes. Entre elas, duas se destacam: (i) no aumento de suas reservas de petróleo e gás, com atenção especial às descobertas do Golfo do México e do pré-sal brasileiro e (ii) na integração de seus negócios ligados a geração de energia, sobretudo em projetos voltados às fontes renováveis. 

Em um levantamento inédito realizado pelo Ineep monitorando sete das principais empresas de petróleo, nota-se que entre 2017 e 2018 gigantes do setor como Equinor, ExxonMobil e BP registraram uma expansão de suas reservas provadas de 15,1%, 14,6% e 8,2%, respectivamente. Em escala menor, Total, Chevron e Shell também apresentaram crescimento respectivo de 5,0%, 3,3% e 1,2%. No mesmo período, no entanto, somente a Petrobras retraiu o seu volume de reservas em 3,7%.

Fonte: Ineep.

Um fato que chama atenção é que grande parte dessas empresas teve o seu aumento de reservas ocasionado pela aquisição de blocos exploratórios, especialmente na bacia do Permiano, no golfo do México (EUA), e nos campos de pré-sal brasileiro. 

É o caso da Equinor. Gigante petrolífera com produção média superior a 2,1 milhões de barris por dia, seu segmento de produção internacional tem compensado as quedas de seus ativos na plataforma continental norueguesa. Exemplo disso é  a produção no campo de Peregrino, na Bacia de Campos (RJ), a maior operação offshore da Equinor fora da Noruega. Além de Peregrino, a empresa opera em outros blocos do pré-sal, como Carcará, Uirapuru e Dois Irmãos. 

Outra movimentação recente da Equinor no país foi a aquisição de blocos no campo de Roncador, o terceiro maior do Brasil, onde atua em parceria com a Petrobras. Com a experiência norueguesa para aumentar a recuperação de reservatórios, a Equinor e Petrobras dobraram a estimativa de volume adicional de recursos recuperáveis no Roncador, de 500 milhões para 1 bilhão de barris. Assim, a empresa espera aumentar a sua produção no país em 150%. Considerando o portfólio atual do grupo no Brasil, a expectativa da Equinor para os próximos anos é sair do patamar atual de 90 mil a 100 mil bpd para atingir a produção de 300 mil a 500 mil barris diários de petróleo no Brasil até 2030. 

Além disso, a Equinor tem sido uma das principais empresas petrolíferas a apostar em novas fontes de energia. Empenhada na geração de energia eólica em águas profundas, a empresa lançou, em 2017, o primeiro parque eólico flutuante do mundo em Hywind Park, na costa da Escócia, mas há outros projetos maiores em vista, como o parque eólico de 1.500 megawatts na costa de Long Island, Nova York. A expectativa da empresa é de que os investimentos em novas soluções energéticas representem cerca de 15 a 20% do total anual de investimentos da empresa até 2030. 

Já a ExxonMobil tem reorganizado seus negócios de upstream com a criação de novas empresas como parte da estratégia de integrar a organização da empresa para explorar ainda mais o portfólio de aquisições de exploração na bacia do Permiano nos EUA, em Guiana, no Bloco Stabroek e no Brasil, com o pré-sal. Em comunicado a imprensa, o vice-presidente da Exxon, Neil Chapman, afirmou: “Nosso foco é aumentar o valor geral fortalecendo nossos negócios de upstream e integrá-lo ainda mais aos segmentos de downstream para aproveitar nossas capacidades exclusivas em toda a cadeia de valor”. No Brasil, a atuação da empresa tem se destacado no pré-sal, especialmente após 2017, na 14ª Rodada, quando a Exxon saltou da exploração de dois blocos para 25, tornando-se a empresa estrangeira com maior área de exploração líquida no país, somando mais de 2 milhões de acres líquidos. 

Enquanto isso petrolífera britânica BP aposta, em um só tempo, na ampliação das suas reservas internacionais de petróleo, que prometem incrementar a sua produção em mais 900 mil boe até 2021, e também em um agressivo programa de investimentos no setor de renováveis, estimados em mais de US$ 100 bilhões. Dessa forma, a BP reingressou no ramo solar, com a compra da Lightsource, uma das maiores startups de energia solar da Europa, e entrou no mercado americano de biocombustíveis, além de anunciar recentemente a intenção de expandir os investimentos anuais da companhia em US$ 500 milhões a fim de ampliar sua capacidade de geração de energia eólica. Investimentos igualmente significativos no setor de energia móvel, com a aquisição das empresas de recarga de carros elétricos, acenando assim sinais de interesse no mercado de tecnologias de energia móvel em geral.

No cenário brasileiro, a BP possui 21 concessões de exploração de petróleo e gás em quatro bacias sedimentares e também atua no pré-sal nos blocos de Peroba, Alto de Cabo Frio Central, Dois Irmãos e Pau-Brasil. 

Em meio a todas essas movimentações, a Petrobras assume um comportamento muito diverso em relação ao das grandes companhias, inclusive no que diz respeito à atuação em seu próprio país. Movida por sua política de desinvestimentos, a empresa tem escolhido vender ativos importantes como forma de reduzir o seu endividamento, ao mesmo tempo em que opta por focar a estratégia da companhia quase única e exclusivamente em torno da exploração e produção do pré-sal. 

Ao observar a atuação das gigantes petrolíferas, a busca por projetos offshore de menor risco associados a uma entrada, ainda pouco expressiva, em outras formas de energia tem sido um comportamento observado em varias dessas empresas. A Petrobras é uma exceção. A atual gestão da estatal aposta somente em um setor eliminando a capacidade de atuação no segmento energético e limitando o seu mercado de expansão.

[Via INEEP]

 
 
 
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A Federação Única dos Petroleiros (FUP) foi criada em 1994, fruto da evolução histórica do movimento sindical petroleiro no Brasil, desde a criação da Petrobrás, em 1953. É uma entidade autônoma, independente do Estado, dos patrões e dos partidos políticos e com forte inserção em suas bases.

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