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

 

 

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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]

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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]

 

Publicado em Petróleo

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]

 
 
 
Publicado em Petróleo

Por Eduardo Costa Pinto, pesquisador do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra (INEEP)

A Petrobras divulgou na noite do dia 24 de outubro os resultados da companhia no terceiro trimestre de 2019. A empresa alcançou um lucro líquido de 8,8 bilhões de reais (e de 9,1 atribuível aos acionistas), cerca de 36% superior ao lucro do mesmo trimestre de 2018. A Petrobras, e boa parte dos meios de comunicação, ressaltaram como positivos os resultados alcançados.

Nesse relatório, a Petrobras afirmou que o lucro obtido foi fruto do desempenho do segmento de exploração e produção (E&P), com o aumento da produção de petróleo e gás, e pela venda das ações da BR Distribuidora.

Cabe observar que a área de E&P teve um lucro líquido de 11,8 bilhões de reais no terceiro trimestre de 2019, valor inferior em 4,2%. O aumento da produção de petróleo e gás de 17% no período foi mais do que anulado pela queda do preço do petróleo em reais e pelo aumento das despesas operacionais.

Nesse sentido, o principal item responsável pelo lucro da Petrobras foi a venda da BR Distribuidora que, junto com o caixa gerado pela venda da TAG, representou uma entrada de recursos provenientes de operações descontinuadas da ordem de 9,4 bilhões.

Dessa forma, sem essa entrada de caixa oriunda da venda da BR, a Petrobras teria obtido um prejuízo de 509 milhões, a despeito de excelente resultado operacional do pré-sal.

Essa piora nos resultados financeiros da empresa pode ser explicada pelo aumento das despesas operacionais e financeiras.

Pelo lado operacional chama a atenção o aumento das despesas com vendas e gerais administrativas em cerca de 19,1% em relação ao trimestre anterior. Isso foi o reflexo do aumento de cerca de 1,1 bilhão de reais em despesas do item materiais, serviços, aluguéis e outros. Segundo a empresa, isso ocorreu com o aumento dos gastos logísticos para a utilização dos gasodutos.

Isso, na verdade, decorre do aumento dos custos logísticos do transporte de gás com a venda da TAG (ex-subsidiária da Petrobras) realizada no trimestre passado. Como a Petrobras não é mais dona dos gasodutos, teve que contratar toda a capacidade do sistema, mas somente utiliza metade da capacidade desses gasodutos.

Cabe ressaltar também o forte aumento das despesas financeiras em virtude do aumento de 2,6 bilhões de reais com o ágio de recompra de títulos da dívida. Embora a Petrobras alegue que busque a redução do custo de capital, a decisão de pagar o ágio de 2,6 bilhões não faria sentido, uma vez que está pagando acima do que seria efetuado nos títulos de vencimento mais curtos. Tal decisão só se explica pela “obsessão” de reduzir a dívida.

Embora tenha permitido a redução da dívida líquida/EBTIDA, que diminuiu de 2,69 para 2,58, o desempenho da Petrobras abaixo do esperado reforça uma preocupação levantada pelo Ineep de longa data: a estratégia de foco exclusivo no pré-sal e cada vez mais direcionado para a exportação de petróleo cru deixa a estatal refém dos movimentos do preço e da demanda internacional por petróleo cru.

Nesse sentido, a Petrobras tem perdido constantemente market-share no mercado interno de derivados, que saiu de 79% no terceiro trimestre de 2018 para 73% neste trimestre, segundo estimativas do Ineep. Além disso, ao se concentrar no pré-sal, a empresa pode perder novas oportunidades abertas no mercado internacional de gasolina em função da crescente demanda que deve surgir pelo combustível de baixo teor de enxofre.

Mais grave de tudo isso: com a perspectiva de forte expansão da produção e a iminente venda de parte do parque de refino, a Petrobras estará “obrigada” a transformar boa parcela da sua produção em exportação de matéria-prima.

Em todo caso, as perspectivas na produção de petróleo, principalmente por conta do pré-sal (em que os custos de extração/lifting cost foi de 5 dólares por barril), devem garantir um futuro promissor à empresa, desde que não ocorram novas turbulências no mercado internacional que reduzam o preço do barril do petróleo. A atual situação financeira da empresa já permitiria uma nova expansão dos seus investimentos, mas isso dependerá de uma visão estratégica da atual gestão da companhia que parece caminhar em outra direção (o do encolhimento da Petrobras). Ao que tudo indica, a tendência não é essa. Pelo contrário, qualquer mudança nos parâmetros de preços e demanda internacional devem ter um impacto cada vez maior para a estatal brasileira.

[Via Carta Capital]

 

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Se não tivesse vendido a BR Distribuidora e a TAG,  Castello Branco já teria colocado a Petrobrás no vermelho. Que gestão eficiente é essa?


O lucro que a Petrobrás anunciou na noite desta quinta-feira (24) está mascarado. Se esconde no que a empresa recebeu pela venda da BR Distribuidora que, junto com o caixa gerado pela venda da TAG, representou uma entrada de recursos no valor de R$ 9,4 bilhões. Ou seja, o que a empresa ganhou é proveniente das operações que foram descontinuadas. 

A gestão Castello Branco alega que o suposto lucro foi fruto do desempenho do segmento de exploração e produção (E&P) e do aumento da produção de petróleo e gás. Mas, mesmo contando com o excelente resultado operacional do pré-sal, a empresa teria amargado um prejuízo de R$ 509 milhões, se não tivesse vendido os ativos. Que gestão eficiente é essa?

Sem visão estratégica, Castello Branco quer transformar a gigante Petrobrás numa tacanha exportadora de óleo cru, como acontece com as petrolíferas africanas, que se vêm cada vez mais dependentes da flutuação do preço e da demanda do mercado internacional do petróleo. 

Isto já está acontecendo agora com a estatal brasileira. Mesmo com a produção atingindo um patamar mais alto e com a queda do custo da extração, teve um resultado pior por conta do preço do barril. É o risco que uma empresa deste porte corre quando foca apenas na exploração. 

Explorar petróleo cru sem refinar é o grave cenário que se aproxima com a ameaça de venda das oito refinarias, que representam metade do parque de refino da estatal. 

“Sobre a piora nos resultados financeiros, o fato tem a ver com o aumento das despesas operacionais e financeiras, que é o aumento dos custos logísticos do transporte gás”, ressalta o Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra (INEEP), em artigo publicado nesta sexta (25) na Revista Carta Capital.

Como a Petrobrás vendeu a TAG e não é mais a dona dos gasodutos, tem que contratar toda a capacidade do sistema, mesmo que utilize somente metade. 

É fácil entender o forçoso viés do balanço deste terceiro trimestre. Basta questionar a obsessão da direção da empresa, que teima em convencer a todos da infundada necessidade em reduzir a dívida da Petrobrás. Se esses gestores fossem norteados pela real missão de uma estatal já teriam percebido que a atual situação financeira da empresa permitiria, de fato, uma nova expansão dos seus investimentos. 

A gestão Castello Branco, no entanto, caminha em direção oposta: a do encolhimento da Petrobrás, que está sendo reduzida a uma mera exportadora de petróleo. “Qualquer mudança nos parâmetros de preços e demanda internacional devem ter um impacto cada vez maior para a estatal brasileira”, alerta o INEEP.

[FUP, com informações do INEEP]

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Historicamente, a Petrobras é a única descobridora relevante de novas fronteiras no país. Com a política de desinvestimento da estatal, não há sinais de que outra empresa privada venha a ocupar esse posto no médio prazo, o que pode levar a uma situação temerária de esgotamento das reservas nacionais. 

A Petrobras foi a única grande responsável pelas descobertas tanto da Bacia de Campos como do Pré-Sal. "As demais empresas sempre tiveram papel marginal e sempre foram avessas ao risco". explica Rodrigo Leão. O economista lembra o caso emblemático do Pré-Sal. "O primeiro poço foi perfurado em parceria com outras empresas, mas elas desistiram quando o investimento começou a ficar muito caro e vendeu sua parte para a Petrobras". Estrategicamente, é preciso entender que o petróleo brasileiro é apenas mais um ativo em meio a um portfólio gigante de investimento dessas empresas multinacionais, portanto é óbvio que elas concentrem seus esforços em locais geologicamente mais conhecidos e até em novas formas de energia. "Não há motivos para que empresas estrangeiras escolham novas áreas ainda não mapeadas no Brasil como prioritárias. Por isso mesmo o papel da Petrobras é tão importante". 

O economista Rodrigo Leão, coordenador-técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra (Ineep), conversou sobre o assunto com o jornal Valor Econômico, para a matéria "Novas fronteiras ficam em segundo plano", publicada nesta terça-feira (22): 

Rodrigo Leão lembra que o declínio da Bacia de Campos foi compensado, nos últimos anos, pela descoberta do pré-sal. E afirma que a tendência é que o pré-sal, nas próximas décadas, também viva uma queda natural de sua produção. 

“Uma petroleira do tamanho da Petrobras não pode parar de buscar novas fronteiras. É um processo longo de construção. Não pode esperar chegar num estágio temerário de queda das reservas. Mas não vejo no curto prazo uma mudança [na concentração dos investimentos em Campos e Santos]”, afirma Leão, que é pesquisador-visitante da Universidade Federal da Bahia (UFBA). 

Segundo ele, é difícil dizer, hoje, quem vai assumir o papel de desbravador de novas fronteiras, no Brasil. Ele destaca que as petroleiras, sejam elas as gigantes do setor ou as petroleiras menores, historicamente, sempre trabalharam na esteira da Petrobras, atuando em áreas onde já há descobertas. 

“Total, Shell e Equinor estão há mais tempo no Brasil e conhecem mais a geologia brasileira. Podem despontar como novas desbravadoras. Mas não há nenhum sinal claro, nenhum interesse manifesto ainda de que isso vá se concretizar”, disse. 

Petroleiras médias, por sua vez, têm orçamentos mais limitados e tendem a explorar novas fronteiras num ritmo mais lento, comenta o professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) e ex-diretor da ANP, Hélder Queiroz. “Antigamente havia um uso da Petrobras para exploração de novas fronteiras”, lembrou. 

Ele destaca, ainda, que problemas no licenciamento de poços em novas fronteiras contribuem para reduzir o interesse por essas regiões. E lembra o caso da francesa Total, que pagou cerca de R$ 250 milhões pela aquisição de cinco concessões na Bacia Foz do Amazonas em 2013, mas teve o seu pedido de licença para perfuração nas áreas negado pelo Ibama. Seis anos após a compra dos ativos, a multinacional terá que reiniciar o processo de licenciamento. 

O resultado da 16ª Rodada de concessões, neste mês, traduz esse desinteresse. Em meio à crise ambiental provocada pelo vazamento de óleo no litoral do Nordeste e diante de ações na Justiça contra a oferta de áreas com eventual risco de impacto no parque de Abrolhos, os blocos do Nordeste não atraíram uma proposta sequer. 

O jornal também conversou com a ex-diretora-geral da ANP e consultora da FGV Energia, Magda Chambriard, que disse que o interesse menor das petroleiras por áreas de menor conhecimento geológico está associado ao cenário de preços do petróleo. Ela lembra que o caso bem-sucedido da 11ª Rodada se deu num momento em que a cotação da commodity superava os US$ 100 o barril. 

“Com a queda dos preços, as petroleiras reagiram e reduziram investimentos em exploração. Aos poucos, elas estão repondo seus portfólios, mas com muito mais cautela. Daí a importância do pré-sal para elas. É uma questão de interesse ao risco. Os riscos assumidos hoje são muito diferentes daqueles de 2013, 2014”, afirma. 

Magda não acredita que a exploração de novas fronteiras acontecerá de forma rápida. Mesmo tendo alguns ativos fora do eixo Campos-Santos em suas carteiras, as companhias tendem a priorizar a exploração nessas duas regiões. “Elas estão com carteiras de projetos cheias de ativos de baixo risco e tendem a acelerar a exploração do pré-sal. Não dá para retardar algo pelo qual elas pagaram bilhões. Elas têm que ter um retorno rápido”, comenta. 

Para a consultora, faz mais sentido, neste momento, falar em novas fronteiras tecnológicas do que em novas fronteiras geográficas. “Vamos esbarar em limites tecnológicos que terão de ser ultrapassados no pré-sal, conforme exploramos cada vez mais águas mais profundas”, disse. 

A consequência de focar as atividades em Campos e Santos, segundo ela, será a concentração geográfica dos investimentos no eixo Rio-São Paulo. “Isso é um empecilho para descentralizar investimentos para outras regiões”, comenta.

[Via Blog do Ineep]

 

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