Desde 2016, a gestão da Petrobras vem alerando o perfil de produção das refinarias. A companhia pretende se desfazer de cerca de 50% de sua capacidade de refino, vendendo unidades no Sul, Norte e Nordeste. A venda de ativos e a desativação de unidades existentes têm contribuído para a redução do papel da Petrobras na área de lubrificantes básicos.

Por Rodrigo Leão coordenador-técnico do Ineep

Com foco na produção do pré-sal e no desinvestimento em uma série de outros segmentos da cadeia produtiva de petróleo e gás natural, a Petrobras está alterando sua estratégia para a área de lubrificantes. A venda de ativos e a desativação de unidades existentes têm contribuído para a redução do papel da Petrobras na área de lubrificantes básicos. A sinalização do redirecionamento da sua atuação nesse mercado para o Gaslub (o antigo Comperj) indica a abertura do mercado à concorrência, sobretudo de rerrefinadores, potenciais compradores das refinarias do Nordeste, e importadores.

Nos últimos anos, a Petrobras já vinha demonstrando um interesse menor em participar da indústria de refino. A companhia pretende se desfazer de cerca de 50% de sua capacidade de refino, vendendo unidades no Sul, Norte e Nordeste. A companhia tem alterado, desde 2016, o perfil de produção das suas refinarias. Nesse contexto, chama a atenção o atual processo de paralisação de unidades de produção de lubrificantes da Refinaria de Duque de Caxias (Reduc), bem como a interrupção da produção deste derivado na Refinaria Landuplho Alves-Mataripe (Rlam).

As unidades U-1520, U-1530 e U-1540 da Reduc foram paralisadas no primeiro semestre de 2020. São elas as responsáveis pelo ciclo de produção de lubrificantes básicos da Reduc. Além da interrupção dessas unidades, a Petrobras também interrompeu sua produção de lubrificantes básicos na Rlam, desde fevereiro de 2020. Com efeito, a produção deste derivado pela petrolífera brasileira passou de 59,5 mil metros cúbicos em janeiro de 2020 para 22,2 mil metros cúbicos em junho de 2020. No caso da Reduc, a redução foi, no mesmo período, de 51,1 mil metros cúbicos para 17,7 mil metros cúbicos.

Com essa redução, a produção agregada de lubrificantes básicos dos cinco maiores rerrefinadores do país (Lwart lubrificantes, Petrolub, Proluminas, Lubrificantes Fenix e Indústria Petroquímica do Sul) superaram a produção das três refinarias da Petrobras (Reduc, Rlam e Lubnor). Em junho de 2020, segundo dados da ANP, os cinco rerrefinadores produziram 23,6 mil metros cúbicos de óleo lubrificante básico, enquanto a produção da Petrobras foi de 22,2 mil metros cúbicos.

A menor produção de lubrificantes poderia ser explicada pela redução do consumo no auge dos efeitos do coronavírus. Todavia, a demanda por esse combustível recuperou o nível pré-pandemia em junho de 2020. Em janeiro deste ano, o consumo foi de 107,7 mil metros cúbicos e, em junho, de 109,7 mil metros cúbicos. Não é por outra razão que as importações de lubrificantes cresceram cerca de 20 mil metros cúbicos neste mesmo período. Além das importações, ocorreu também uma expansão da produção de lubrificantes básicos pelos rerrefinadores. A Lwart Lubrificantes, por exemplo, viu sua fabricação deste combustível saltar de 9,9 mil metros cúbicos para 13,7 mil metros cúbicos de janeiro a junho de 2020.

A Petrobras afirma que, até o fim de 2020, as unidades U-1520, U-1530 e U-1540 retomarão seu nível de produção, normalizando a fabricação dos lubrificantes. Todavia, a previsão de retorno já foi adiada, uma vez que inicialmente isso deveria ocorrer em setembro. O atraso, somado às vendas da Rlam e da Lubnor, localizada no Ceará, pode indicar o desinteresse da companhia nesse mercado.

Uma outra estratégia que pode estar sendo adotada pela empresa brasileira é a concentração da produção de lubrificantes no Gaslub. Segundo a Petrobras, uma das opções para o antigo Comperj é a instalação de uma fábrica de lubrificantes. Caso o empreendimento vá adiante, a capacidade de produção de lubrificantes básicos da Petrobras pode ser até quatro vezes maior que a existente hoje em dia, de acordo com a diretora-executiva de Refino e Gás Natural, Anelise Lara, em entrevista concedida à Reuters.

Segundo a Anelise, os investimentos associados a essa fábrica devem ter um custo de aproximadamente US$ 400 milhões para uma planta com capacidade de produção de até 225 mil metros cúbicos ao mês de lubrificantes. “Se os resultados forem positivos como a gente está esperando, é algo para começar em 2022 e faremos sozinhos”, disse Lara, ressaltando que o Comperj vai se tornar um polo industrial, incluindo uma Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), já em construção e prevista para 2021.

Segundo a mesma matéria da Reuters, para a efetivação do projeto em estudo, “está prevista a construção de um duto, que levaria a matéria-prima para a fabricação de lubrificantes, produzida na Reduc, para o Comperj. Com isso, a unidade de produção de lubrificantes em Duque de Caixas seria encerrada”.

Seja qual opção for seguida pela Petrobras, haverá uma reorganização da produção de lubrificantes básicos da companhia. A paralisação das unidades da Reduc associada à venda da Rlam e da Lubnor representam uma redução de market share da Petrobras para os importadores e os rerrefinadores. A construção da fábrica de lubrificantes no Gaslub exigirá da Petrobras estratégias para reocupar esse espaço, num segmento que não apresenta grandes perspectivas de crescimento no curto prazo.

 

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Segundo levantamento do INEEP, mais da metade das 29 operações já concluídas de venda de ativos no Brasil foram com grupos estrangeiros. Dos mais de 40 ativos atuais que estão em negociação, a tendência é que pelo menos metade seja arrematada por multinacionais.

[Do Ineep]

Desde 2015, quando a Petrobras acelerou seu programa de desinvestimentos a fim de reduzir sua alavancagem financeira, cerca de 40 processos de venda nos segmentos de upstreammid/downstream e biocombustíveis tiveram contrato assinado ou foram concluídos. Segundo levantamento do Ineep, mais da metade das 29¹ operações envolvendo ativos no Brasil foram fechadas com grupos estrangeiros. 

Companhias de fora são maioria nas aquisições de campos e blocos offshore e de ativos de transporte de gás, enquanto as brasileiras – algumas delas, com aportes de fundos internacionais – dominam as compras de ativos terrestres da Petrobras. A tendência é que essa configuração se mantenha nas compras dos mais de 40 ativos atualmente em desinvestimento, com as estrangeiras avançando ainda sobre as refinarias da estatal. 

No upstream, a transação de maior monta foi a venda de 25% da participação da Petrobras no campo de Roncador, na Bacia de Campos, para a Equinor, por US$ 2,9 bilhões. A norueguesa ainda pagou US$ 2,5 bilhões pelo bloco BM-S-8, onde está campo de Bacalhau (antiga descoberta de Carcará), em Santos. 

Sua compatriota BW Offshore comprou 70% da participação da Petrobras no campo de Maromba, também na Bacia de Santos, por US$ 90 milhões. 

Já a inglesa Trident Energy adquiriu, por US$ 1,5 bilhão, os campos de Pampo e Enchova, em Campos, enquanto a franco-saxã Perenco comprou o Polo Pargo, na mesma bacia, por US$ 398 milhões. 

A francesa Total comprou o campo de Lapa, se tornando a primeira operadora estrangeira de um campo no pré-sal da Bacia de Santos, por US$ 1,1 bilhão. A transação incluiu a aquisição da área de Iara, onde está o campo de Atapu, que começou a produzir este ano. 

A malaia Petronas, por sua vez, levou 50% do campo de Tartaruga e do Módulo III de Espadarte, na Bacia de Campos, por US$ 1,3 bilhão. 

A PetroRio e a Ouro Preto Óleo e Gás foram as únicas brasileiras a comprar ativos offshore da Petrobras, adquirindo, respectivamente, a parcela da estatal nos campos de Frade (US$ 100 milhões), em Campos, e dos campos de Pescada, Arabaiana e Dentão (US$ 1,5 milhão), na Bacia Potiguar. 

Empresas nacionais constituíram, por outro lado, a quase totalidade dos compradores de ativos terrestres. 

A PetroRecôncavo comprou 34 campos no Rio Grande do Norte por US$ 384 milhões; a Karavan Oil, 27 concessões no Espírito Santo (Polo Cricaré), por US$ 155 milhões; a Eneva, o campo de Azulão, na Bacia do Amazonas, por US$ 54 milhões; a Imetame Energia, o Polo Lagoa Parda (ES), por US$ 9,3 milhões; a Centro Oeste Óleo e Gás, 50% da participação não operada da Petrobras no campo de Dó-Ré-Mi, em Sergipe-Alagoas, por US$ 37,6 mil; a Eagle Exploração Óleo e Gás, o Polo Tucano Sul, por US$ 3 milhões; e a 3R Petroleum, os polos Macau (RN), Rio Ventura (BA) e Fazenda Belém (RN), por US$ 191 milhões, US$ 94,2 milhões e US$ 35,2 milhões, respectivamente. 

Um detalhe: tanto a Karavan Oil como a 3R Petroleum contam com private equity de origem estrangeira por parte da Seacrest Capital Group Limited e da Starboard Restructuring Partners, respectivamente. No início de setembro, a 3R pediu autorização para realizar uma oferta inicial de ações (IPO) para levantar recursos a fim de comprar mais campos da Petrobras. 

A exceção no onshore ficou por conta da norte-americana Central Resources, que arrematou os campos Ponta do Mel e Mesa Redonda, na Bacia Potiguar, por US$ 7,2 milhões. 

No mid e downstream, o consórcio formado pela francesa Engie e o fundo de pensão canadense Caisse de Dépôt et Placement du Québec (CDPQ) comprou, por US$ 8,6 bilhões, 90% da Transportadora Associada de Gás (TAG), que detém malha de gasodutos com extensão de cerca de 4,5 mil km. 

O gestor de fundos canadense Brookfield adquiriu, por US$ 5,2 bilhões, 90% da Nova Transportadora do Sudeste (NTS), que opera 2 mil km de gasodutos. 

A japonesa Mitsui levou 49% da Gaspetro, por US$ 593 milhões. A subsidiária da Petrobras detém participação em 19 distribuidoras de gás natural em diversos estados do país. 

Já a mexicana Alpek adquiriu 100% da Petroquímica Suape e a Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco (Citepe), por US$ 435 milhões. 

As únicas brasileiras a figurarem no mid/downstream são a Copagaz e Nacional Gás Butano, que assinaram contrato para comprar a Liquigás, por US$ 925 milhões – em operação ainda pendente de aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade). 

Na área de biocombustíveis, a francesa Tereos comprou a usina de açúcar e álcool Guarani, por US$ 202,8 milhões, e a portuguesa Galp, a produtora de óleo vegetal Belém Bioenergia Brasil, por US$ 24,7 milhões. 

Os grupos brasileiros São Martinho e Turdus Participações, por seu turno, adquiriram as produtoras de etanol Nova Fronteira e Bambuí Bioenergia, respectivamente, por US$ 133 milhões e pelo valor simbólico de R$ 1 – segundo a Petrobras, devido ao patrimônio líquido negativo da Bambuí. 

Perspectivas

A Petrobras conduz, hoje, aproximadamente 40 processos de desinvestimento de ativos no Brasil, sendo 29 no upstream, cinco no mid/downstream, cinco em energia elétrica e dois em biocombustíveis. 

A maioria dos ativos à venda no upstream consiste em campos ou blocos nas regiões Nordeste e Norte, nas bacias do Recôncavo, Camamu, Sergipe-Alagoas, Ceará, Potiguar, Pará-Maranhão e Solimões. No Sudeste, há ativos em desinvestimento nas bacias do Espírito Santo, Campos e Santos, enquanto, e, no Sul, a Petrobras tenta vender uma concessão na Bacia de Pelotas. 

Empresas norueguesas, como a BW Energy e a DBO Energy, estão de olho nos processos em curso. A última tem interesse em ativos offshore e onshore, com a ideia, inclusive, de implantar projetos de geração de energia eólica em concessões terrestres. 

As australianas Karoon e Rockhopper também estão entre as estrangeiras interessadas em empreendimentos marítimos, ao lado da Perenco e, possivelmente, a alemã Wintershall. 

Operadora dos campos de Tiê e de seis blocos de exploração no Recôncavo, além do campo de Tartaruga, em Sergipe-Alagoas, a canadense Maha Energy é outra que analisa os desinvestimentos da Petrobras. 

Os grupos Seacrest e Starboard buscam novas compras no onshore e offshore. No caso da última, a tendência é que siga utilizando a marca 3R Petroleum em projetos terrestres e Ouro Preto, em marítimos. 

A russa Rosneft, que opera blocos exploratórios na Bacia do Solimões, estaria interessada na compra do Polo Urucu, assim como a brasileira Eneva. 

Sediada no Brasil, a Pindorama Energy também estuda aquisições de ativos onshore da Petrobras no país. 

Presidida por Márcio Félix, ex-secretário de Petróleo e gás do Ministério de Minas e Energia, a Energy Platform (EnP) volta suas atenções a ativos na Bacia do Espírito Santo, onde pretende construir uma refinaria em parceria com o Oil Group. 

No caso dos ativos exploratórios à venda, como Sergipe-Águas Profundas e os blocos no Pará-Maranhão e Pelotas, a avaliação é que as empresas, no momento, têm pouco fôlego para entrar em projetos de mais alto risco. 

No mid/downstream, os ativos de transporte (NTS e TAG) têm sido muito olhados por fundos de pensão, como o próprio CDPQ, pois representam a segurança de fluxo de caixa durante um período extenso. 

Em relação à Gaspetro, reportagem publicada pelo jornal O Globo, em julho, mostrou que empresas como a Cosan, Naturgy (controladora da Ceg e Ceg Rio), Ultrapar e a Mitsui estariam entre as interessadas. 

No caso das refinarias, destaque para o Mubadala Investment Company, dos Emirados Árabes Unidos, que negocia a compra da Refinaria Landulpho Alves (RLAM) com a Petrobras. Entre outros postulantes à compra das oito plantas à venda estão a Raízen (joint venture entre a Shell e a Cosan), a Total, traders de combustíveis como a holandesa Vitol e a japonesa Marubeni (como consorciadas), a malaia Petronas, as chinesas CNPC e Sinopec e o grupo brasileiro Ultrapar.

Nos biocombustíveis, a expectativa é que grandes grupos do segmento, como o JBS Biodiesel e a própria BSBios, tentem arrematar a PBio e a parcela de 50% da Petrobras na BSBios. 

Quanto às eólicas Mangue Seco 1, 2 3 e 4, empresas controladas por fundos de investimento, como Ômega e Echoenergia, estão entre as potenciais interessadas nos empreendimentos. 

Finalmente, no que tange às termelétricas, a Petrobras deve encontrar dificuldade para vender as plantas a óleo combustível em um mundo com restrição de financiamento, sobretudo para empreendimentos de combustíveis fósseis. Um caminho possível é o surgimento de sinergias com projetos industriais, com grupos menores da área de energia com atuação regional e/ou empresas interessadas na autoprodução de energia. No caso das térmicas a gás, podem aparecer interessados para fornecer energia a sistemas isolados (não conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN). 


 1 – Não se considerou a venda da participação da Petrobras na BR Distribuidora, via oferta pública de ações.

2 – A análise excluiu a BR Distribuidora, cuja parcela remanescente da Petrobras será vendida via oferta pública de
ações.

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O jornal O Estado de S.Paulo publicou no último dia 03 matéria em que mostra como as empresas de refino estão se aproveitando da baixa nos preços do petróleo para lucrar em meio à crise. “Na contramão das empresas petrolíferas com foco na exploração e produção de petróleo e gás natural, companhias do setor com mais de 90% dos seus negócios direcionados à fabricação de combustíveis estão conseguindo passar o período de crise econômica mundial com o caixa positivo”. 

Grandes refinadoras pelo mundo aproveitaram a queda acentuada no preço da matéria prima e terminaram o segundo trimestre deste ano com lucros milionários. Outras grandes majors como a Exxon e até mesmo a Petrobras amenizaram seus prejuízos graças ao refino. No caso da estatal brasileira, o refino representou uma receita de R$ 43,3 bilhões em um trimestre cujo balanço fechou com prejuízo de R$ 3 bilhões. Isso porque os produtos refinados tiveram quedas de preço menores do que a do óleo cru. 

A reportagem usa como exemplo o mercado americano, no qual os preços da gasolina caíram 31,2% e os do óleo diesel, 22,2%, no período de um ano concluído em 30 de junho. No mesmo espaço de tempo, o petróleo cru americano (WTI) teve uma queda muito maior, de 54,4%. 

Alerta para a Petrobras

A notícia especialmente é importante para o mercado brasileiro porque é mais um alerta para os perigos da estratégia da Petrobras. Alegando busca de eficiência e ignorando alertas de especialistas, a estatal decidiu concentrar seus negócios exatamente na exploração e produção de petróleo cru do Pré-Sal

Ouvido pela reportagem do jornal O Estado de S.Paulo, Rodrigo Leão, coordenador técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo e Gás Natural (Ineep) diss que “mesmo em um mercado com muitos agentes e mais competitivo como o americano, os preços dos derivados foram menos afetados que os do petróleo na crise. Com isso, as maiores refinadoras conseguiram sustentar um resultado positivo no segundo trimestre ao contrário das conterrâneas mais atuantes na exploração e produção de petróleo”.

[Com informações do Estadão e INEEP]

 

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Com aprovação do texto-base da nova legislação na Câmara dos Deputados, a FUP destaca a necessidade de uma regulação estruturada em torno de uma atuação ativa do Estado, tendo em vista os custos de escoamento do gás, que são crescentes e sistêmicos

O governo aposta na perspectiva de que a nova Lei do Gás, cujo texto-base foi aprovado pela Câmara dos Deputados na terça-feira (1/9), pode gerar um amplo pacote de investimentos em infraestrutura no setor. No entanto, para a Federação Única dos Petroleiros (FUP), há muitos riscos e incertezas a se considerar. 

A maior parte das reservas provadas de gás natural brasileiro é composta pelo chamado gás associado (junto ao petróleo), localizadas no offshore. Com a descoberta do pré-sal, as estimativas indicam a possibilidade de duplicar o volume de reservas e triplicar a oferta interna nos próximos anos. Isso explica o interesse da iniciativa privada nesse segmento. 

No entanto, a rede de gasodutos no Brasil é muito concentrada na costa e com pouca densidade distributiva, confirma levantamento do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (INEEP). São cerca de 9.000 km, muito aquém, por exemplo, dos 16.000 km de dutos da Argentina - cujo território tem pouco mais de um quarto do território brasileiro -, dos 200.000 km de dutos da Europa ou dos 497.000 km de dutos dos EUA. 

"Os custos de escoamento do mar para a terra são crescentes e sistêmicos, essa indústria funciona em rede por excelência. Sem os investimentos públicos da Petrobrás, sem o financiamento de longo-prazo do BNDES e sem a garantia de criação do Brasduto, que o governo sinaliza vetar, não há nenhuma garantia de que os investimentos privados se realizarão como pressupõe, equivocadamente, o governo", afirma William Nozaki, diretor do INEEP. 

Assim, na avaliação da FUP, a entrada de múltiplos operadores no mercado nacional exige uma rediscussão sobre a regulação desse segmento. 

"Os países que são grandes produtores de gás, como o Brasil, ou dispõem de empresas estatais verticalizadas atuando no setor ou dispõem de uma regulação estruturada em torno de uma atuação do Estado mais ativa. Estamos caminhando na contramão, com grandes chances de, no médio-prazo, isso se mostrar um grande erro. A entrada de múltiplos operadores no mercado nacional exige uma rediscussão sobre a regulação desse segmento. Não está claro como a ANP se comportará nesse novo cenário, tampouco houve uma discussão mais aprofundada sobre como se reorganizarão as regulações estaduais. Após a aprovação da lei muito provavelmente se intensificarão as pressões para a privatização de todas as distribuidoras estaduais de gás", afirmou Deyvid Bacelar, coordenador geral da FUP. 

Com a aprovação na Câmara, a Lei do Gás irá para o Senado Federal, para nova votação.

[FUP]

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[Reportagem do Jornal Brasil de Fato | Texto: Guilherme Weimann | Edição: Mariana Pitasse]

A Câmara dos Deputados deve votar nos próximos dias o Projeto de Lei (PL) 6407/2013, que propõe modificações no marco regulatório do gás natural. A votação, que estava prevista para esta quarta-feira, 26, deverá acontecer nos próximos dias, segundo informações da Agência Reuters. Os parlamentares aprovaram requerimento de urgência para acelerar a tramitação do PL. 

Batizado de “Nova Lei do Gás”, o PL incorpora uma série de medidas que vinham sendo implementadas pelo governo federal, desde 2016, com o objetivo  de retirar a centralidade estatal e incentivar a entrada de capitais privados.

Um dos principais entusiastas do projeto é o ministro da Economia, Paulo Guedes, que estima R$ 43 bilhões destravados imediatamente após a aprovação do projeto. O governo federal afirma ainda que o segmento pode receber  R$ 630 bilhões e gerar 1 milhão de empregos na próxima década.

O Executivo também idealiza um “choque de energia barata” com a aprovação do PL. A Secretaria Especial de Produtividade, Emprego e Competitividade (Sepec) tem uma expectativa de queda de 50% no valor do insumo, com a redução no preço do botijão de gás de cozinha, dos atuais R$ 80 para R$ 60, e a diminuição das tarifas de energia elétrica.

Esses dados, todavia, são totalmente desacreditados pelo economista e coordenador do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep), Rodrigo Leão.  

“O botijão de gás não tem nada a ver com esse projeto. Cerca de 80% dos botijões de gás saem das refinarias da Petrobras, não tem nada a ver uma coisa com a outra. A distribuição dos botijões também não tem nada a ver com a tarifa do gás natural. Acho pouco provável que o preço do gás natural diminua 50% porque o grosso do custo está na extração. Então, eu acredito que o preço final vai variar de acordo com o preço internacional do gás natural. Me parece uma loucura essa estimativa”, afirma.

Promessas

As  promessas do governo federal são contestadas, inclusive, por parcelas do próprio empresariado. O Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), por exemplo, é uma das entidades que classificam o projeto como “tímido”. Em debate realizado pelo Estadão, o diretor da CBIE, Adriano Pires, defende a criação de térmicas na base, ou seja, funcionando por tempo ininterrupto para garantir a demanda por gás natural e incentivar a criação de novos gasodutos. Atualmente, as termelétricas são acionadas apenas quando os níveis de água dos reservatórios hidrelétricos estão baixos.

Posicionamento semelhante emitiu a Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), que reúne as concessionárias estaduais dos serviços de distribuição de gás canalizado e outras empresas do setor. A organização avalia que a Nova Lei do Gás não dá garantias à expansão dos gasodutos no país.

O PL determina que a atividade de transporte de gás natural será exercida sob regime de autorização no lugar do regime de concessão. No modelo de concessão, uma empresa interessada em investir na construção de um gasoduto precisa vencer um leilão da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Com a mudança, basta o aval do órgão.

Essa mudança, porém, não aumenta a expectativa de alguns atores do setor, como a Abegás, que defendem o incentivo estatal para expandir os gasodutos a novos mercados consumidores. Nesse sentido, um lobby no Congresso Nacional conseguiu aprovar uma lei que fatia 20% do Fundo Social do Pré-Sal - que seria utilizado para educação e saúde - para a criação de uma estatal responsável pela expansão dos gasodutos, chamada Brasduto. Esse ponto da lei, que ainda aguarda sanção presidencial, provavelmente será vetado, segundo avaliações de parlamentares.

O ministro Paulo Guedes, entretanto, é contra a lei, sob a argumentação de que o mercado privado será o responsável pela expansão da malha dutoviária no país. Além disso, também já emitiu a opinião de que a construção de gasodutos é “coisa do passado”. 

“O que as pessoas não têm percebido é que temos ferrovias levando a produção agrícola para os portos. Esses trens vão cheios para o porto e voltam vazios. A forma mais barata de interiorizar o gás natural liquefeito é nesses trens quando voltam para o local de origem”, afirmou Guedes.

Leão, por outro lado, compartilha do pessimismo de que a aprovação da lei não ocasionará a expansão da malha dutoviário no país. “A rede de gasodutos está muito concentrada no litoral, em uma rede que vai desde Porto Alegre até o extremo nordestino. Também existe o Gasbol, que liga a Bolívia ao litoral paulista e uma outra pequena rede no Amazonas. A construção de novos gasodutos demanda investimentos gigantescos, por isso acho pouco provável que ocorra sem o aporte estatal. Não sou categórico em dizer que não haverá, mas acho pouco provável”, opina.

Saída da Petrobras

A Nova Lei do Gás incorpora uma série de medidas que já vinham sendo tomadas desde o impeachment da ex-presidenta Dilma Rousseff (PT). Durante a gestão de Michel Temer (MDB), o governo lançou o programa “Gás para Crescer”, que propunha discussões para retirar o papel da Petrobras no setor.

Já no governo de Jair Bolsonaro (sem partido), o Executivo colocou em prática um programa apelidado de “Novo Mercado do Gás”. Dentro dessa iniciativa, a Petrobras assinou um Termo de Compromisso de Cessação de Prática (TCC) com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), no qual se comprometeu em vender sua participação acionária nas distribuidoras de gás natural e diminuição no setor de transporte.

“Antes a Petrobras atuava como operadora e reguladora do setor de gás natural. Com essa lei, ela simplesmente não participa mais, restringindo seu papel à produção. Ela está saindo de todo o restante da cadeia, da logística, distribuição e termelétricas. A novidade dessa lei é uma saída mais agressiva da Petrobras, que já estava em curso há alguns anos”, avalia Leão.

A estatal já se desfez da totalidade de suas ações na Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG), de 90% da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) e de 49% da Gaspetro – o processo para alienação dos outros 51% já foi iniciado. Também está avançando na venda da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG), que controla o Gasoduto Brasil-Bolívia (Gasbol).

Em março, o Cade já havia imposto que a Petrobras renunciasse a um terço do volume importado pelo Gasbol, diminuindo de 30 para 20 milhões de metros cúbicos diários. Com isso, o excedente passou a ser comercializado pela iniciativa privada.

Além de ratificar todas essas medidas, a Nova Lei do Gás ainda impõe ainda mais restrições à Petrobras e incentivos a empresas privadas. A lei garante acesso de terceiros aos gasodutos de escoamento, às instalações de tratamento ou processamento de gás natural e aos terminais de GNL, além de reduzir a concentração na oferta.

A partir do acordo com o Cade, a Petrobras já havia sido proibida comprar gás natural de terceiros. A lei corrobora essa medida, que aumentará significativamente o número de fornecedores de gás natural no país – atualmente, 40 empresas produzem o insumo em território nacional.

Todavia, a estatal continua sendo a maior produtora do país. Em junho, de acordo com a ANP, 95% de todo o gás natural produzido no Brasil veio de campos operados pela Petrobras.

Infraestrutura deficitária

O gás natural é considerado uma energia de transição entre uma matriz energética essencialmente fóssil para uma na qual irá preponderar as fontes renováveis, como eólica, hidráulico e solar. Em 2018, o gás natural representava 13% da matriz energética brasileira, abaixo à média mundial de 22%.

Esse insumo é utilizado como combustível no transporte e nas usinas termelétricas, como fonte de energia residencial e na indústria, assim como matéria-prima em diversos setores produtivos, como na fabricação de fertilizantes, podendo ser convertido em ureia e amônia.

A intenção do governo em expandir a oferta de gás natural no país, inclusive, contradiz a estratégia de fechamento das Fábricas de Fertilizantes (Fafens) da Petrobras na Bahia, em Sergipe e no Paraná.

Fato é que existe uma subutilização do gás natural disponível. Um dos motivos, apontado por especialistas, é a infraestrutura deficitária: o Brasil possui apenas 9,4 mil quilômetros de gasodutos, enquanto a Argentina tem 16 mil quilômetros, os Estados Unidos 497 mil quilômetros e a Europa 200 mil quilômetros.

Por essa falta de estrutura para escoar o gás natural produzido, o Brasil reinsere nos poços um volume maior do que o importado da Bolívia. Cerca de 80% do gás produzido no Brasil é associado, ou seja, ele é retirado junto com o petróleo. Pela falta de gasodutos, principalmente no pré-sal, as empresas acabam injetando novamente o gás nos poços, o que aumenta a produtividade em relação à extração de petróleo.

De acordo com a Abegás, aproximadamente R$ 48,7 milhões são reinjetados diariamente nos poços em território brasileiro.

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Entre 2010 e 2019, a receita da participação especial caiu 79,20% para Campos dos Goytacazes e 95,54% para Macaé


Por Carla Borges Ferreira, pesquisadora do INEEP | Artigo publicado originalmente no Brasil de Fato


A Agência Nacional de Petróleo (ANP) divulgou recentemente os dados de distribuição de participação especial referentes ao segundo trimestre de 2020 e, pela primeira vez desde que começou a ser paga, os municípios de Campos dos Goytacazes e Macaé, localizados na região Norte do estado do Rio de Janeiro, não foram beneficiários desta participação governamental.

A participação especial é uma compensação financeira – como os royalties – extraordinária gerada em decorrência de grande volume de produção e lucratividade do campo de petróleo e gás natural. O cálculo para seu recolhimento é baseado em uma alíquota determinada a cada trimestre a partir da localização, o número de anos e o volume de produção, aplicada à receita líquida, também trimestral, do campo.

Historicamente os municípios do norte fluminense foram grandes beneficiários de recursos fiscais provenientes da exploração do petróleo justamente por se situarem em área de confrontação com a Bacia de Campos que – antes da descoberta do pré-sal – era a principal fronteira de produção de hidrocarbonetos do Brasil.

Campos dos Goytacazes e Macaé são os principais beneficiários da região. Nos últimos 20 anos, entre 2000 e 2019, acumularam respectivamente R$ 7,2 bilhões e R$ 1,02 bilhão somente em participações especiais.

Esta compensação financeira já chegou a representar mais de 33% da receita total do município de Campos dos Goytacazes em 2010, quando somou R$ 615,41 milhões, e quase 7% da receita total de Macaé, quando registrou de R$ 91,31 milhões.

Em 2019, em função da queda brusca na arrecadação da participação especial na região, houve significativa redução de sua parcela no orçamento destes municípios, chegando a 7,12% e 0,18%, respectivamente. Entre 2010 e 2019, a receita da participação especial caiu 79,20% para Campos dos Goytacazes e 95,54% para Macaé, atingindo R$ 128,02 milhões e R$ 4,07 milhões, respectivamente.

Como dito, no segundo trimestre de 2020, pela primeira vez desde a criação da compensação financeira, Campos dos Goytacazes e Macaé, entre outros municípios menores da região, não receberam participação especial.

“Como dito, no segundo trimestre de 2020, pela primeira vez desde a criação da compensação financeira, Campos dos Goytacazes e Macaé, entre outros municípios menores da região, não receberam participação especial.

A receita recebida no primeiro trimestre já havia sido muito pequena, de forma que o acumulado do primeiro semestre ficou em R$ 1,11 milhão para Campos dos Goytacazes e 313,28 mil para Macaé, valores praticamente insignificantes quando se considera a dimensão dos orçamentos destes municípios.

O motivo desta considerável redução se funda em dois aspectos principais: o ciclo da produção dos campos de petróleo combinado à um processo de desinvestimento; e a recente crise do setor petróleo. Portanto, uma conjunção de questões estruturais e conjunturais.

Em relação ao primeiro aspecto apontado, a Bacia de Campos é formada por campos maduros, que naturalmente vão perdendo seu vigor de produção. Associa-se a isso o fato de não haver grandes movimentos de investimentos com vistas a recuperação ou exploração de novos campos na região. Este arranjo implicou em queda de produção. E, para os campos mais robustos, que historicamente vinham gerando quantias significativas de participação especial, implicou no volume de produção abaixo dos limites mínimos para apuração da participação especial.

Por outro lado, em relação ao segundo aspecto, a queda abrupta do preço do barril de petróleo desde março deste ano, impactou a rentabilidade dos campos de petróleo e gás e, de forma ainda mais profunda, nos campos maduros, tendo em vista que seus custos de extração serem maiores. Tal impacto gerou, em alguns casos, receita líquida negativa, o que inviabiliza a cobrança da participação especial.

Diante desta realidade, as possibilidades de que Campos dos Goytacazes e Macaé voltem ao posto de grandes beneficiários das participações especiais, hoje ocupado por Maricá e Niterói, é remota.

“Diante desta realidade, as possibilidades de que Campos dos Goytacazes e Macaé voltem ao posto de grandes beneficiários das participações especiais, hoje ocupado por Maricá e Niterói, é remota.

Sem investimentos que possam promover recuperação dos campos maduros, ou exploração de novas áreas na bacia é pouco provável que a produção volte a crescer de forma a gerar arrecadação de participação especial significativa.

Por fim, em relação ao aspecto conjuntural, uma retomada dos preços do barril de petróleo pode vir a rebater positivamente nas receitas dos campos, provocando algum fôlego de retomada da arrecadação desta compensação financeira no próximo período.

[Artigo publicado originalmente no Brasil de Fato | Carla é  socióloga, mestre em Ciências Sociais pela Universidade Estadual de Londrina (UEL). É pesquisadora do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis -Ineep]

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Embora aparentemente mais enfraquecido do que no período anterior à pandemia de coronavírus, quando gozava do status de “superministro”, Paulo Guedes (Economia) não recua de sua agenda de privatizações, em plena tragédia sanitária no país. Em julho, ele anunciou ao mercado que faria em 2020 quatro privatizações importantes para suas metas. Entre elas, a Pré-Sal Petróleo S/A (PPSA). As outras são Eletrobras, os Correios e o porto de Santos, além da recente informação de concretizar o “desinvestimento” de partes da Caixa Econômica Federal.

William Nozaki, diretor técnico do Instituto de Estudos Estratégicos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (Ineep), explica que a PPSA não tem grandes ativos, o que pode dar a falsa impressão de ser descartável para o Estado brasileiro. A empresa é uma gestora de contratos. Sua função, de acordo com o próprio site oficial, é atuar em “três grandes frentes”. São elas: gestão dos contratos de partilha de produção, gestão da comercialização de petróleo e gás natural e representação da União nos acordos de individualização da produção.

Em outras palavras, a função da estatal agora na mira da sanha privatista de Bolsonaro é otimizar os ganhos do Estado nos contratos de exploração do pré-sal. “No limite, a privatização da PPSA significa repassar a apropriação da renda petroleira para a iniciativa privada”, diz Nozaki.

Além do fundamento essencial por trás de todas as privatizações (a ideologia do “Estado mínimo”), o governo usa outros pretextos para “desestatizar” a PPSA. Entre eles, “minimizar os efeitos dos investimentos aplicados no combate à pandemia, não previstos no Orçamento e, consequentemente, preservar a “saúde fiscal” do país”. E ainda: evitar os riscos das oscilações dos preços do petróleo futuro no mercado internacional.

“Dois coelhos com uma cajadada”

Para Nozaki, tais argumentos não passam de “subterfúgios”. “Na verdade, isso é uma estratégia para matar dois coelhos com uma cajadada só. A ideia é avançar na privatização dos recursos naturais e estratégicos brasileiros, avançar no desmonte do pré-sal brasileiro e da Petrobras. E, também, conseguir fontes de recursos para intensificar algum grau de investimento sem furar o teto de gastos”, diz o economista.

A equipe econômica tem vivido polêmicas e sobressaltos nas últimas semanas em torno do tema “furar o teto de gastos”. A premissa viola os princípios ultraliberais de Guedes. A polêmica foi explicitada claramente pela saída do governo do ex-secretário de Desestatização e Privatização, Salim Mattar, na semana passada. A decisão, aparentemente, enfraqueceu o próprio Paulo Guedes, já que Mattar considerava o “ritmo de privatizações do governo lento” (sic).

“O governo quer usar essa manobra principalmente para levar adiante de maneira acelerada o desmonte de todo o arranjo institucional e regulatório que viabilizou converter o óleo de águas ultraprofundas em fonte de recursos para o desenvolvimento nacional”, explica Nozaki.

De partilha para concessão

Outra ideia do governo é mudar as regras de exploração de petróleo do pré-sal – do atual regime de partilha para o de concessão –, com o objetivo de atrair ainda mais capital privado. Há dois caminhos possíveis para alteração. Uma, enviar um projeto ao Congresso. Outra, aproveitar o Projeto de Lei 3.178/19, do senador José Serra (PSDB-SP). O texto revoga o direito de preferência para a Petrobras nas licitações no regime de partilha. Permite, assim, que o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo (ANP) decidam qual o regime mais adequado nos leilões do pré-sal.

[Da Rede Brasil Atual]

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Em entrevista ao Sindipetro Unificado de São Paulo, o economista Henrique Jäger,  pesquisador do Ineep, ressalta que quase 99% do que sobrar das refinarias estará no eixo Rio-São Paulo, o que causará aumento de preços e desabastecimento das outras regiões

[Da imprensa do Sindipetro Unificado SP]

Há pouco mais de 10 anos, após a crise financeira de 2008, os Emirados Árabes Unidos decidiram mudar a estratégia de investimentos dos recursos provenientes do petróleo. Sexto maior produtor do mundo, com uma média de 3,9 milhões de barris extraídos por dia, o país deixou de aplicar seu patrimônio no setor imobiliário e títulos públicos para diversificar suas atividades, principalmente nas áreas de infraestrutura, mineração, óleo e gás e energias renováveis.

Essas fortunas são administradas por fundos soberanos, que se constituem como uma poupança pública na qual se destinam bônus, royalties e participações especiais da exploração e produção de óleo cru. Nos países árabes, principalmente, esses fundos são utilizados para buscar alternativas econômicas e perpetuar a sustentabilidade financeira dos seus respectivos estados.

Um dos principais fundos soberanos dos Emirados Árabes Unidos, chamado de Abu Dhai Mubadala, foi justamente quem ofereceu a melhor oferta para adquirir a Refinaria Landulpho Alves (RLAM) – a primeira de um total de oito que a atual gestão da Petrobrás pretende privatizar até o final de 2021. Fundada em 1950, antes mesmo da criação da Petrobrás, a refinaria se situa no município de São Francisco do Conde, na Bahia.

Atualmente, a venda da segunda maior refinaria do país, com capacidade de refinar 330 mil barris por dia, encontra-se em fase vinculante. Como o Abu Dhai Mubadala apresentou a melhor oferta, ganhou o direito de discutir com exclusividade os termos do contrato de compra com a Petrobrás.

Na contramão desses fundos soberanos, o plano do presidente da estatal, Roberto Castello Branco, é focalizar todas as atividades da companhia na região Sudeste, exclusivamente nos setores de exploração e produção.

“Em função do preço, o dono da refinaria pode decidir se vai investir mais em um derivado ou não, ou mesmo deixar de produzir”, explica Jäger (Foto: Lucio Bernardo Jr./Câmara dos Deputados)

Nesta entrevista, o economista e pesquisador do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep) e ex-presidente da Petros, Henrique Jäger, aponta as consequências macro e microeconômicas que o país sofrerá, caso essas privatizações sejam concretizadas.

“A questão do abastecimento e da unidade nacional, que perpassa toda a história da Petrobrás até este momento, está sendo rompida com essa estratégia da companhia de privatizar 50% do seu parque de refino. Praticamente 99% do que sobrar das refinarias estará no eixo Rio-São Paulo, o que deixa uma lacuna do ponto de vista do abastecimento das outras regiões”, explica.

No caso da Refinaria Abreu e Lima (RNest), que opera desde 2014 na cidade de Ipojuca, em Pernambuco, sua privatização pode significar a perda da soberania sobre a importação de Gás Natural Liquefeito (GLP).

“A privatização da RNest também significa a privatização de 80% da capacidade de importação e tancagem de GLP por parte do Brasil. Isso é uma coisa seríssima, não é simples. O Brasil importa, atualmente, entre 25 e 30% de todo o GLP consumido nacionalmente – 80% dessa importação entra pelo porto de Suape e 20% pelo porto de Santos. A gente está falando de colocar no setor privado 80% da nossa capacidade de armazenamento de GLP importado”, aponta.

O economista também acredita que os potenciais compradores terão um poder ilimitado para definir os tipos de derivados que serão produzidos, assim como os preços, o que pode impactar o bolso e até mesmo o acesso aos combustíveis por grande parte da população que vive fora do eixo Rio-São Paulo.

“Como não terão mais estoques reguladores, o país ficará refém das estratégias das empresas que vieram a adquirir essas refinarias, se o processo de privatização for adiante”, avalia.

Confira abaixo a entrevista na íntegra com Henrique Jäger:

Qual a sua opinião em relação ao plano da atual direção da Petrobrás de privatizar oito refinarias, responsáveis por aproximadamente 50% da capacidade de refino instalada no país?

A Petrobrás, desde a sua origem, teve uma preocupação com a integração de todo o território nacional. A primeira grande fase de crescimento foi justamente a de construção das refinarias, que foram distribuídas geograficamente para abastecer todo o país. Por isso, elas tiveram um papel estratégico na integração de todas regiões ao processo de desenvolvimento, que coincide com a criação da Petrobrás na década de 1950. Isso permitiu que o Brasil deixasse de ser um país agrário-exportador para se tornar um país com uma indústria pujante, tendo a Petrobrás como carro-chefe.

Neste momento, o plano da atual gestão é privatizar metade do parque de refino, mais do que isso, privatizar todas as refinarias fora do eixo Rio-São Paulo, à exceção da Refinaria Potiguar Clara Camarão [RPCC]. Esta refinaria está localizada no Nordeste, mas está ligada à diretoria de exploração e produção e não de abastecimento, porque lá funciona como um centro de pesquisa para utilização do petróleo produzido em território nacional. Com isso, praticamente 99% do que sobrar das refinarias estará no eixo Rio-São Paulo, o que deixa uma lacuna do ponto de vista do abastecimento das outras regiões.

Isso porque nós não temos estoques reguladores, como nos Estados Unidos e em alguns países da Europa, por exemplo. O consumo depende da produção do dia anterior, explicando de uma forma caricatural. Nós não temos estoques a não ser aqueles que estão nos postos e nos tanques das refinarias. Por isso, a questão do abastecimento e da unidade nacional, que perpassa toda a história da Petrobrás até este momento, está sendo rompida com essa estratégia da companhia de privatizar 50% do seu parque de refino.

Essa unidade garantiu, ao longo de toda a história nacional, o fornecimento da energia tão necessária ao desenvolvimento do país. É isso que nós estamos mexendo nesse momento, sem a definição de uma agência para regular esse processo. A ANP [Agência Nacional do Petróleo] já se manifestou dizendo que não tem condições. Sem a definição da criação de um órgão responsável pela gestão de um estoque regulador, a situação se torna dramática, com consequências seríssimas.

Caso sejam concretizadas, essas privatizações podem impactar o abastecimento interno de combustíveis?

Com certeza. Como não existe um estoque regulador, o país ficará refém das estratégias que serão adotadas pelos adquirentes dessas empresas, caso as privatizações sejam concretizadas. Em função do preço, cada agente pode diminuir, por exemplo, a produção de GLP [Gás Liquefeito de Petróleo] em detrimento da produção de QAV [querosene de aviação], por exemplo. Pode também, como a Refinaria Landulpho Alves [RLAM] está fazendo agora na Bahia, reprocessar diesel para produzir óleo combustível marítimo, que está muito valorizado no mercado internacional, e é por onde a Petrobrás tem aumentado sua rentabilidade no refino, por conta do baixo teor de enxofre do petróleo produzido no pré-sal. Essas movimentações são possíveis nas refinarias.

Por isso, podem surgir problemas no fornecimento de derivados do ponto de vista regional, porque já não existirá uma integração nacional com a privatização de parte das refinarias. Em função do preço, o dono da refinaria pode decidir se vai investir mais em um derivado ou não, ou mesmo deixar de produzir. Se ele tiver uma perna no segmento de importação, ou uma estratégia internacionalizada, ele pode decidir importar e utilizar pura e simplesmente a sua estrutura para tancagem, caso estiver lucrando mais com a importação do que com a produção interna.

A Raízen inaugurou um terminal no Porto de Itaqui, em São Luís, no Maranhão. De acordo com executivos da companhia, o projeto visa ampliar a importação de diesel e a distribuição de produtos para o Norte e Nordeste. Qual a sua avaliação sobre esse  projeto?

A Raízen é uma das empresas que têm apresentado propostas para adquirir as refinarias. Ela é uma joint venture que envolve a Shell, que atua fortemente no Brasil. Provavelmente deve ser a segunda maior distribuidora de derivados do Brasil. Ela está vendo uma oportunidade, nessa privatização das refinarias, para aumentar seu escopo de atuação e, consequentemente, sua rentabilidade. Está se preparando para esse processo. Essa é uma consequência da ruptura da Petrobrás enquanto integradora nacional, atuando em todos os estados do Brasil. Essas empresas estão se preparando para adquirir esses negócios e terem grandes lucros às custas do sobrepreço que eles vão cobrar da população brasileira.

Não terá órgão regulador, armazenamento e estrutura alternativa de transporte de derivados. Essas empresas terão uma margem muito grande para definir seu preço, sem fazer com que isso aumente a concorrência. E elas estão se preparando justamente para isso. Ou seja, para controlar o mercado sem concorrência, cobrar um preço mais elevado e, com isso, aumentar sua rentabilidade.

As oito refinarias na lista de privatização são responsáveis por 39% da produção de GLP no país. Não existe nenhuma garantia que seus compradores continuarão produzindo GLP para abastecimento do mercado doméstico. Além disso, grande parte do gás importado entra pelo terminal de Suape, que provavelmente será privatizado junto com a Refinaria Abreu e Lima (RNest). Nesse sentido, qual o impacto de um possível desabastecimento com a privatização desses ativos?

A privatização da RNest também significa a privatização de 80% da capacidade de importação e tancagem de GLP por parte do Brasil. Isso é uma coisa seríssima, não é simples. O Brasil importa, atualmente, entre 25 e 30% de todo o GLP consumido nacionalmente – 80% dessa importação entra pelo porto de Suape e 20% pelo porto de Santos. A gente está falando de colocar no setor privado 80% da nossa capacidade de armazenamento de GLP importado. Olha o controle que essa empresa terá sobre o mercado, por conta desse processo. Isso vale também para os outros derivados. Não se constrói uma logística alternativa sem prazo longo e com grandes investimentos. Eles vão transferir um poder muito grande para o adquirente, que poderá definir preço e controlar o mercado regional. Com certeza, surgirão oito monopólios regionais privados.

Houve um crescimento do consumo de lenha nos último anos decorrentes da política de preços da Petrobrás?

O consumo de lenha cresce na década de 1990 até o início deste século, em 2001 e 2002. A partir de 2003, com a adoção de uma nova política de preços pela Petrobrás, o consumo de GLP começa a aumentar, principalmente a partir de 2005, em relação ao consumo de lenha. Nessa época, o consumo de GLP ultrapassa o de lenha. Entretanto, o congelamento chega ao fim em 2013 e os aumentos voltam a ocorrer, principalmente a partir de 2017, quando o preço do GLP chegou a subir 60% em um período que a inflação girou em torno de 3,5%. Isso fez com a utilização de lenha para alimentação voltasse a crescer. Essa é uma tendência que tende a aumentar com esse processo de privatização e de concentração em um único ator, justamente pelo forte aumento de preços.

Como não terão mais estoques reguladores, o país ficará refém das estratégias das empresas que vieram a adquirir essas refinarias, se o processo de privatização for adiante. Então, você está concentrando muito poder na mão dessas empresas. No caso do GLP, muito poder a quem vier adquirir a RNest.

Vou chamar atenção para uma questão que está colocada. Pode haver, sim, o aumento da produção de GLP pela Petrobrás advinda do gás natural, mas isso exigirá uma série de investimentos que, ao que tudo indica, ela não está disposta a fazer, porque teria que haver uma readequação de suas unidades de produção de gás natural. Também não há a indicação da construção de novas Unidades de Processamento de Gás Natural. Apenas uma está sendo construída atualmente, no Comperj [Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro], mas que não aumentará significativamente a capacidade da Petrobrás de produzir GLP a partir do gás natural. Neste cenário, nós vamos continuar por muito tempo reféns ainda da importação líquida de GLP. E, com a venda da RNest, reféns de um único agente que, com certeza, vai fazer dessa concentração uma vantagem econômica até que se tenha concorrência.

Você concorda com o discurso da atual gestão de que essas privatizações aumentarão a concorrência e, consequentemente, os preços dos derivados diminuirão?

A história da concorrência no Brasil mostra que ele não se reflete em redução dos preços, porque os atores chegam em acordos. Em 2003, existiam 5 mil unidades de revenda de GLP no Brasil, número que cresceu para 73 mil em 2020. Entretanto, o que mais cresceu dentro da estrutura de preço do GLP nos últimos anos não foi a parcela da Petrobrás, nem das distribuidoras, nem do imposto cobrado pelos estados. O que mais cresceu foi justamente a parcela das revendedoras. Ou seja, houve um aumento da concorrência da revenda em quase 2000%, e mesmo assim eles conseguiram aumentar sua parcela de lucro no preço do GLP. Isso prova que a concorrência não resulta em uma redução de preços, pelo contrário, a concorrência leva a um aumento do preço. Esse discurso de que a concorrência leva à diminuição dos preços não é verdadeira.

E também é falso o discurso de que as refinarias vão competir entre si porque elas foram pensadas para satisfazer a necessidade de abastecimento do território nacional e estão localizadas de modo a controlar determinados mercados regionais. Por isso, não haverá concorrência. Um produto de São Paulo não vai chegar no Nordeste com um preço para concorrer com a RNest. Então, quem vai determinar o preço no Nordeste vai ser a RNest e a RLAM. Pior ainda, os compradores dessas refinarias podem exportar a produção, o que acarretará um grande problema para o país.

Recentemente, a PUC [Pontifícia Universidade Católica] divulgou um estudo mostrando que, das oito refinarias, duas correm algum risco de virarem monopólios e em seis o risco disso acontecer é altíssimo. Serão monopólios regionais, que tendem a definir sua estratégia com o objetivo de maximização do lucro e não terão mais o abastecimento nacional como tarefa. Poderá sobrar um combustível e faltar outro, o que vai implicar a necessidade de importação e logística, operação nada simples, porque eles estão privatizando não apenas o refino, como toda a logística envolvida nas refinarias. E não é simples construir algo alternativo para se contrapor a essa estrutura. Por isso, o que está se criando são monopólios regionais que irão desenvolver suas estratégias de acordo com a maximização dos seus lucros.

As outras refinarias, que continuarão sob controle estatal neste momento, correm algum risco de serem privatizadas a médio e longo prazo?

A Petrobrás já anunciou seu desejo de no futuro ser uma empresa única e exclusivamente produtora de petróleo na região do pré-sal. Portanto, não está descartada a privatização das refinarias localizadas na região Sudeste, no médio e longo prazo. Nenhuma refinaria de São Paulo entrou no processo de privatização porque elas são muito integradas, e a privatização de alguma delas demandaria grandes obras para interromper o compartilhamento dos oleodutos e gasodutos que fazem com que o petróleo e mesmo os derivados sejam distribuídos de forma interligada. Entretanto, não está descartada no futuro a privatização desta segunda perna do refino, que escapou da privatização neste momento.

O refino tem um papel estratégico. As estatísticas internacionais de precificação demonstram uma valorização maior das empresas de petróleo que são integradas em relação às empresas de petróleo que trabalham apenas com exploração e produção. Isso porque elas têm um risco menor de preço, já que os derivados têm uma volatilidade muito mais baixa do que o petróleo bruto, por exemplo. Além disso, o refino agrega valor e é a porta de entrada para o futuro da indústria.

Qual é o futuro dessa indústria?

A tendência do futuro é a de que o petróleo deixe de ser a fonte principal da matriz energética do transporte, com o surgimento dos carros e de novas tecnologias, e passe a ser mais utilizado na indústria petroquímica, setor que a Petrobrás também está saindo. Em 2040, os combustíveis limpos devem representar algo em torno de 25% da matriz energética. Atualmente, o petróleo é matéria-prima de quatro mil produtos feitos a partir da nafta produzida nas unidades de refino. Quando você abre mão desse refino, está abrindo mão do futuro da indústria. Com isso, vamos voltar a ser fornecedores de matéria-prima, como fomos por séculos do café.

Do ponto de vista microeconômico, essa estratégia de se concentrar na produção única e exclusivamente de petróleo vai implicar em um aumento do risco da empresa e, consequentemente, na redução do seu valor e da sua rentabilidade. Do ponto de vista macroeconômico, esse movimento é um desastre, porque rompe a unidade nacional, sem garantia de fornecimento de derivados de petróleo, que são tão importantes, seja para fazer a comida, seja para fazer o transporte público ou de mercadorias.

 

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A Petrobrás registrou prejuízo líquido de R$ 2,7 bilhões no segundo trimestre deste ano, resultado oposto ao do lucro líquido de R$ 18,9 bilhões obtido no mesmo período de 2019. As perdas seriam ainda maiores, se a empresa tivesse registrado impairments e não tivesse sido beneficiada pelos ganhos fiscais de R$ 10,9 bilhões provenientes da exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/Cofins. “Excluindo esses fatores, o prejuízo seria próximo dos R$ 13,8 bilhões, devido aos impactos da pandemia da Covid-19 em suas operações, com reflexo nos preços, margens e volumes”, destaca o Ineep.

Para além do impacto econômico causado pela pandemia, os resultados reportados pela Petrobrás refletem o desmonte promovido pela gestão Castello Branco. O balanço revela questões preocupantes, como a redução drástica de 24,1% dos investimentos, o menor nível em quase duas décadas. Segundo o Ineep, na média, o investimento deste trimestre retornou aos patamares de 2002.

A redução de 16,4% nas despesas com pessoal (comparativamente ao segundo trimestre de 2019) foi comemorada pelos gestores, a despeito do aumento de 97,9% dos gastos com materiais, serviços, fretes, aluguéis, entre outras despesas extraordinárias, como os PDVs. Segundo o Ineep, apesar da gestão da Petrobrás justificar os cortes com pessoal como forma de preservar o fluxo de caixa, o efeito concreto dessas medidas no segundo trimestre foi uma “economia” de R$ 239 milhões, enquanto o caixa da empresa cresceu R$ 40,7 bilhões no mesmo período.

Outro fato que chama a atenção no balanço da Petrobrás é o aumento da dependência das exportações, principalmente em relação ao mercado chinês. No segundo trimestre, 87% das exportações de petróleo cru foram destinadas ao país asiático. “Embora seja importante no curto prazo, a perpetuação dessa estratégia no longo prazo deixa a Petrobras mais exposta tanto às oscilações do preço do petróleo, como à dinâmica da demanda chinesa”, ressalta o pesquisador do Ineep, Rafael Costa.

Outros pontos destacados pelo Ineep no balanço da Petrobrás: 

Queda de 29,9% na receita de vendas, comparativamente ao segundo trimestre de 2019.

Queda de 39,2% na comercialização de derivados no mercado interno, comparativamente ao segundo trimestre de 2019 – caiu de 2,1 milhões de barris diários para 1,7 milhão de barris/dia.

Aumento de 58,7% das exportações, comparativamente ao segundo trimestre de 2019  - passou de 606 mil barris diários para 962 mil barris por dia. O Ineep, no entanto, ressalta que a receita de vendas no mercado externo se manteve praticamente no mesmo patamar do ano passado, registrando ganhos da ordem de R$ 17,2 bilhões.

Redução de 14,9% na dívida líquida em dólar, comparativamente ao segundo trimestre de 2019 - queda de US$ 83,7 bilhões para US$ 71,2 bilhões, mas a desvalorização do Real fez o endividamento líquido da companhia crescer 21,6% no período (passando de R$ 320,7 bilhões para R$ 390,0 bilhões).

[FUP]

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[Da assessoria do Ineep]

A Petrobras divulga nesta quinta-feira (30/07) o balanço dos seus resultados operacionais e financeiros do segundo trimestre de 2020. A expectativa do Ineep é que a companhia será fortemente afetada pelos impactos da crise do covid-19, em virtude da queda do preço do petróleo (cerca de 40% em relação ao mesmo período do passado), que provocou queda na receita de exportação, e da redução do volume de vendas dos derivados no mercado interno. Nem mesmo o aumento das receitas de exportação de derivados, sobretudo o óleo combustível de tipo bunker, conseguiu reverter os resultados negativos.

Segundo estimativas do Ineep, a expectativa é de que a empresa deva registrar prejuízo líquido em torno de R$ 7,1, bilhões, que representa uma queda de 137% em relação ao mesmo período no ano. Caso não haja receitas ou despesas extraordinárias não anunciadas previamente ou alguma reversão do elevado impairment (valor de recuperação de ativos) de R$ 65,3 bilhões, realizado no 1º trimestre de 2020, em virtude da melhora nas expectativas do preço futuro do petróleo Brent.

Em relação ao EBITDA (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização), a previsão é de que o resultado negativo chegue a algo próximo a R$ 21,3 bilhões, montante, que comparado a 2019, poderá representar uma queda de 34%.

Esse provável resultado acontecerá, em boa medida, devido à queda expressiva nas receitas de vendas (retração de cerca de 27%, segundo estimativas do Ineep), sobretudo no mercado interno. Resultado dos impactos mais agudos da crise do Covid-19 no país, o encolhimento significativo nas receitas de vendas da Petrobras deve ser puxado, de um lado, pela queda abrupta no volume de vendas da companhia para o mercado interno (de 2,05 milhões bpd no 2T/19 para 1,74 milhão bpd no 2T/20). Esse aspecto acompanhado pela redução dos preços dos combustíveis (sobretudo no diesel, gasolina e querosene para aviação) deve fazer com que a receita de vendas internas despenque para algo em torno de R$ 33,6 bilhões, um tombo de mais 39% quando comparado ao mesmo período do ano passado.

De outro lado, o aumento no volume de exportação de petróleo e derivados tende a suavizar os impactos negativos da queda de receitas no mercado interno, mas não será suficiente para compensar as perdas internas. Isso porque, embora o volume de exportações de petróleo e derivados da Petrobras tenha saltado de 59% quando comparado a 2019 (de 606.000 bpd no 2T/19 para 962.000 bpd no 2T/20), – o preço de exportação também sofreu retração no período em reais (de 41%, no caso do petróleo, e 6% entre os derivados). Com isso, o Ineep estimou que as receitas do mercado externo fiquem em um patamar próximo a R$ 19,1 bilhões, cifra 12% superior ao registrado no ano passado, mas 27% menor que o observado no primeiro trimestre.

Cabe observar que essa redução nas receitas de vendas de exportação foi fruto da redução tanto no preço como na quantidade exportada de óleo cru. Isso mostra a dificuldade em realizar (vender) esse petróleo no mercado mundial em virtude dos efeitos da queda da demanda de petróleo na pandemia e a dificuldade de recuperação econômica nos cenários pós-quarentenas.

Importante frisar que o provável resultado negativo só não deverá ser mais grave em virtude do bom desempenho de vendas de derivados no mercado externo, que apesar de ter sofrido redução de preço no 2T/20, ainda permanece em patamar elevado (cerca de US$ 54,8 por barril no trimestre) se comparado com o preço de petróleo (valor médio de U$ 29,1 por barril no trimestre).

O bom resultado na receita das exportações de derivados se deve ao aumento da participação do óleo combustível (hoje cerca de 67% no trimestre), de baixo teor de enxofre, nas exportação da Petrobras. Vale lembrar que a produção de óleo combustível da Petrobras está diretamente relacionada com a produção das refinarias do Nordeste que estão no plano de privatização da Petrobras, como a RLAM e a RNEST.

Em relação a pandemia, embora a empresa tenha anunciado um pacote de medidas de resiliência, a Petrobras conseguiu aumentar a sua produção e “segurar” a reduçãodo fator de utilização das refinarias. Essas mudanças foram possíveis por conta de dois aspectos.

Em primeiro lugar, pela recuperação da demanda de diesel e gasolina no mercado interno entre maio e junho com relação aos dois meses anteriores, o que fez com que a Petrobras aumentasse tanto as vendas bem como o market share nesses produtos no mercado brasileiro (saltou de 84% para 88% entre o 1T/20 e o 2T/20). Em segundo lugar, pelo aumento da demanda externa por alguns derivados (óleo combustível, sobretudo), o que pode ter indicado uma oportunidade para a Petrobras expandir no mercado externo e mitigar os eventuais prejuízos que a empresa enfrenta nos últimos meses com o mercado interno.

 

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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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